油藏剩余潜力挖掘实践研究.doc

油藏剩余潜力挖掘实践研究 　　摘 要：沙二4-6层系位于胜坨油田西部高点，北受7号断层遮挡与坨15断块相邻，内部被次一级小断层切割，各层系构造呈东缓（地层倾角40）西陡（地层倾角60）变化，东、西、南三面被边水包围，最大含油面积4.9 km2，地质储量1328×104t。4-5砂层组为三角洲平原相，6砂层组为三角洲前缘河口坝沉积。原油性质较好，属轻质低粘原油，目前单元已进入特高含水开发阶段，深化剩余油挖潜，提高储量控制程度以确保单元稳产成为单元下步开发的主要方向。经实践认识：剩余潜力主要集中于主力层49、54层，其次是47层以及非主力层53、56层；平面上剩余油分布主要受微构造控制，目前剩余油富集区主要集中在东北部构造高点以及中部断层遮挡区；同时剩余油易在油层顶部富集。对于高采出程度油藏剩余油挖潜可遵循以下三个原则：1、回采采出程度低，剩余储量高的层；2、挖潜高部位及断层遮挡区；3、避射高部位。 主题词：回采 高部位 断层遮挡区 中图分类号： TU62 1 单元的基本概况 沙二4-6层系位于胜坨油田西部高点，北受7号断层遮挡与坨15断块相邻，东、西、南三面被边水包围。最大含油面积4.9km2，地质储量1328×104t，有效厚度19.1m，平均孔隙度30%，平均渗透率4.1-9.7um2，原始含油饱和度为70-75%，油藏埋深1968-2100m。沙二4-6层系共分3个砂层组，16个小层，其中主力油层6个（47，49，54，55，61，63），地质储量为1244.6×104t，占整个单元地质储量的86.6%，储量比较集中。 1.1 构造特征 沙二4-6单元是一个受断层控制的背斜油藏，北部边界为7号断层，内部被次一级小断层切割，将构造进一步复杂化。断层主要集中在西北部，密封程度不一。各层系构造呈东缓（地层倾角4°）西陡（地层倾角6°）变化，在1-1-42井和1-0-83井形成两个局部高点。 1.2 储层特征 沙二4-6砂层组是一完整的河流三角洲沉积体系，其中4-5砂层组为三角洲平原相，砂体为正韵律分流河道沉积。6砂层组为三角洲前缘河口坝沉积。储层沉积特点有以下两个方面：同一时间单元含油范围基本处于同一相带内，油层平面性质稳定，差异不大；各时间单元由于沉积环境差别较大，故储层层间差异明显。 1.3 油层压力、温度及天然能量 4-6单元边水活跃，除北部被7号断层遮挡外，东、西、南三面被边水包围，边水分布因地质条件影响是不均匀的，西部因断层复杂，水体小，边水能量相对弱，边水主体部分在东南两侧。另外因受构造形态和油水界面控制，如前所述含油面积从4砂层组到6砂层组依次减小，而油层厚度却是由上到下逐渐变厚，这样就使得纵向上不同砂层组间边水能量有差异，沙二6砂层组最强，5砂层组次之，4砂层组最弱。 2 单元的开发现状及剩余油挖潜的必要性 2.1 开发现状 根据开发方式的不同，可划分为天然能量开发和注水开发两个大的阶段，在每个阶段内根据开采特征的不同又可进一步细分，详述如下：天然能量开发阶段（1964.6―1975.12） 注水开发阶段（1975.12―目前）①中含水期高速开发阶段（1975.12―1980.12）为改善地层压力持续下降和边水内浸的局面，沙二4-6单元从1975年12月开始注水开发补充地下能量，采用边外注水与内部注水相结合，由于加强了注水使开发形势初步有所好转，单元进入中含水期高速开发阶段，采油速度最高达4.5%，但随着大部分自喷井的转抽，产量快速递减，阶段末综合含水64.6%，采出程度27.7%。 ②高含水期综合递减阶段（1981.1―1989.12） 面对转抽后产量的快速递减，81年-86年主要采取了钻补充完善井、封堵高含水层、上层系井改入生产等措施，提高储量控制程度，取得一定效果，但由于注采井网不完善，注采矛盾突出，产量仍然逐年下降，阶段末采油速度0.52%，综合含水89.2%，采出程度41.65%。 2.2 剩余油挖潜的必要性 随着老区投入开发时间的延长，开采程度的升高，剩余油分布越来越零散，造成了一定数量的失控储量，制约了老区的可持续发展。所以在老区开展沉积微相及相控剩余油研究的基础上，对区域整体研究评价与局部精细解剖相结合，以小层沉积微相研究为重点，搞清储层空间展布规律及剩余油分布规律，进行精细调整挖潜。 3 单元剩余潜力认识 3.1 纵向上：剩余油的分布主要受累积采出状况影响 纵向上，层间物性的差异和累积注采状况的差异，对剩余油的分布起着主要的控制作用。 沙二4-6单元有6个主力层（47、49、54、55、61、63），占单元总储量的86.6%，但主力层层间储量动用状况差异较大4-6单元主力