精细油藏的研究-提高通61块高含水期采收率.docVIP

精细油藏研究 提高通61块特高含水期采收率 摘要：从精细油藏描述入手，开展了通61断块特高含水期剩余油分布规律及挖潜对策研究。通过油藏工程、数值模拟、动态分析等技术方法，深入开展了油藏剩余潜力研究，基本认清了目前地下剩余油分布状况。开发中应用定向斜井及侧钻井技术、开发测井技术等方法进行调整挖潜实施后，断块开发效果得到了明显的改善，提高采率2.5个百分点，建产能5.7万吨；储量控制程度由50%提高到76%，提高26个百分点。此次调整的成功，对类似油藏高含水后期高效挖潜具有重要指导意义。 关键词：通61断块；高含水；剩余油；井网重塑，采收率 0引言 通61断块含油面积3.7km2，地质储量1808×104t，是1974年投入开发的中央背斜带富集高产断块之一。随着开发的深入，因高含水、井况报废停产井增多，由于长期单向水驱造成平面水淹严重不均衡，水驱油效率低；由于长期长井段、多油层合采、合注，导致层间剩余油分布复杂，治理难度越来越大。因此加强剩余油的研究对进一步改善开发效果提高采收率具有重要意义 1、断块特高含水开发期面临的主要问题 1.1、现井网对储量控制不充分,造成油藏潜力难以有效发挥 一是现井网平面不均衡，断块腰部及低平区储量控制程度不够。区块腰部累积井网密度为40口/km2、采出程度为46.2%，低平区累积井网密度为19.1口/km2、采出程度为40.5%，远低于构造高部位的采出程度48.6%和区块平均水平45.7%； 二是井况差，造成井网不完善，储量失控严重。据统计，目前有74口井存在不同程度的井况问题，其中油井50口，造成373×104t地质储量失控，预计可采储量56.1×104t；水井24口，损失水驱储量441×104t，。 三是局部有利构造部位、有利沉积相带仍无井控制。根据精细油藏描述结果，目前有9个构造部位、3个有利沉积相带仍无井控制，地质储量41.7×104t，可采储量19.6×104t。 1.2、长期强化开采，造成平面及纵向动用不均衡 90年以后，为强化上产，加大了电泵、大泵提液，补孔改层措施，在此期间平均每年实施大泵电泵措施15井次，补改措施26井次，再加上井筒腐蚀老化、封卡难度大，造成了区块平面及纵向上动用不均衡。另根据分层采出程度统计结果，沙二4、沙二5、沙二6仍具有相对较大的潜力空间，同时有17个小层、21.5%的储量采出程度在45%以下，有17个小层、50.9%的储量采出程度在45-55%之间，可见，虽然该断块动用程度较高，但层间动用差异较大。 2、剩余油研究与分布 为进一步提高开发水平，继续保持通61断块稳产，我们以精细地质研究结果为基础，充分利用丰富的开发生产资料、动态监测资料和新井测井资料，综合研究分析油藏水淹状况，定量或半定量描述剩余油分布规律。 2.1、地质因素与剩余油分布特点 ①微构造与剩余油分布特点 本次研究了包括沙一段、沙二段共计48个小层的微构造，采取2米等值线间隔加密构造线成图，研究结果显示有利构造部位近17处，与剩余油分布特点匹配后可分为两类，一类是微构造高点是剩余油的富集区；二是构造平台处易形成井间滞流区。 ②沉积微相与剩余油分布特点 通61断块沉积相类型 通61断块主要沉积相为辫状河沉积、湖相滩坝砂体和三角洲前缘沉积，不同的沉积微相发育区储量动用程度有所差异，根据2001年以来测试的11口C/O测井资料显示，水淹较强的是辫状河沉积的中心微相带、湖相滩坝沉积下的中心微相带和三角洲前缘沉积下的河口坝核部微相带，这些沉积微相带渗透率高，沉积厚度大，储量动用较为充分；而河道边部、侧缘及过渡微相带这些区域油层相对较薄，渗透率相对较低，水淹相对较轻，储量动用相对较差。如位于断块构造高部位的通61-G19井的S257、S258小层位于辫状河沉积下的中心微相带，其C/O测井资料显示水淹程度较高，油层中上部C/O含水率为91.1％，剩余含油饱和度较低，而同样位于构造高部位的通61-X155井，由于处于水道边缘，水淹程度比较轻，C/O测试资料显示C/O含水率较低，剩余油饱和度61%。由此说明平面上的动用程度仍存在着差异。 ③砂体发育开启程度与剩余油分布特点 由于通61断块不同砂体的形成油气圈闭的有岩性尖灭、构造遮挡两种主要因素，根据能量状况将纵向上各个小层划分为三类：一是大部分为开启型，该类砂体主要是受断层遮挡形成圈闭，含油面积较大，有较强的边水能量供给，生产井表现为能量充足，动液面一般在200m以上，如沙二14、41、56、58，73，76、77等；二是局部开启型，该类砂体主要是受岩性、断层双重遮挡形成圈闭，天然能量相对较好，生产井表现能量存在着差异，在岩性变化带附近、油藏内部的生产动液面一般在300-500m，在靠近边水附近的生产动液面一般在200m左右，如沙二12、沙二31、沙二44