孤东油田厚油层隔夹层的精细研究及水平井配套挖潜技术的探索.doc

孤东 孤东油田厚油层隔夹层的精细研究 及水平井配套挖潜技术的探索 刘玉梅谭河清周伟东 崔文福孙晓燕 李岩 先冬梅 (胜利油田有限公司孤东采油厂) 摘要油田进入特高含水开发后期，储采失衡的矛盾更加突出。资源接替不足，井网细分、 加密潜力相对较小，原油生产稳产难度较大，面对这种形势，需要精细油藏描述，深挖老区剩 余油潜力。本文以孤东七区西6”4单元为例，通过厚油层层内精细描述，对厚油层细分到韵律 层段，在充分认识隔夹层分布的基础上，通过动态、监测、物模等方法深化厚油层剩余油分布 规律的认识，利用层内夹层的封隔性及水平井的优势，优化水平井设计参数、布井方式，进行 厚油层水平井挖潜。并配套堵调等工艺手段，完善韵律段注采关系，形成了适合孤东油田油藏 特点的厚油层水平井配套挖潜技术。 引 言 孤东油田是一个在潜山背景上发育的大型披覆背斜构造油藏，被断层切割成八个自然区 块。含油面积64．3km2，地质储量26287 x104t，发育馆陶、东营、沙河街三套含油层系， 主力含油层系为馆陶组，地质储量23172x104t，占油田储量的88．2％。 孤东油田自1986年投入开发至今，经历了产能建设一注水见效一综合调整一控水稳油、 综合治理、三次采油四个阶段。目前已进入特高含水开发阶段。由于油田储量一次动用，高 速开发，无较大新区产能接替，储采失衡的矛盾更加突出。面对资源接替不足，原油生产稳 产难度较大的形势，为改善油田开发效果，从2001年开始，进一步深化了注采结构调整， 实现了由偏重平面调整向加强层间、层内调整的转移。先后在部分厚油层井区实施封堵避 射、调剖堵水、脉冲注水等先导实验。2002年，重点在七区西63“单元实施以不稳定注水 为主的注采结构调整。实施堵水25口井，见效率80％，平均单井增油4．2t／d；实施调剖11 口井，对应油井30口，增油32t／d；实施封堵扩射6口井，平均单井日增油8．2t。实施细 分注水井8口，对应油井25口，平均日增油31t。调整以来，厚油层井区累计减少注水量 237．89X104m3；累计减少产液量148．6x104m3；综合含水由98．5％下降到97．oH。日产 油由118t上升到129t，2003年，单元递减5 2％，比2002年的递减率15．5％减少10 3％。 增加可采储量6．5X104t，提高采收率0．4％。 通过厚油层井区挖潜认识到，虽然平面水淹严重，剩余油分布零散，但在纵向上由于非 均质严重，剩余油在部分井段富集，仍有一定的挖掘潜力。为此，2004年深化了厚油层特 征研究，着重开展了厚油层层内精细描述研究。 271 一、 一、孤东油田厚油层的分布状况及其开采现状 (一)孤东厚油层界限的确定 胜利油田厚油层主要集中在孤东、孤岛等馆陶组整装高含水砂岩油藏。孤岛油田馆陶组 油层平均厚度8，3m，地质储量37369×104t，8m以上油层储量25389X104t，占整个孤岛油 田馆陶组的68％。孤东油田馆陶组油层平均厚度6．5m，地质储量23172×104t，分布在 1259个砂体上，8m以上油层储量3480x1∥t，占整个孤东油田馆陶组的15％，油层发育差 于同类油田。从分类采出状况看，12m以上油层的平均单井控制剩余储量15 07×104t，8～ 10m油层平均单井控制剩余储量12 36×104t，小于8m油层平均单井控制剩余储量10．24× 1∥t，厚油层单并控制地质储量和剩余地质储量均较高。根据检查井取心、动态监测资料和 数值模拟结果，大于8m油层的层内低渗透段和低水淹段大约占15％的储量(522X 104t) 未得到较好动用，具有一定的挖潜基础。因此，结合孤东油田实际情况，将8m以上的油层 作为研究对象。 (二)孤东厚油层分布状况及其开采现状 孤东油田厚油层主要分布在七区西5”3、七区西6”4、六区5—6、七区中等四个开发 单元。四个单元总含油面积36．17km2，平均有效厚度6．3m，地质储量5645 x 104t，总油井 3761：3，日产油1490t，含水95．3％，采油速度0 96％，采出程度33．48％，水井314口， 日注水50172m3。其中，厚度大于8m的厚油层区的含油面积5．47km2，占单元的15．1％， 地质储量1974×104t，占单元的35％，日产油354t，占单元的23．8％，含水96 1％，比单 元高出0．8％，采油速度0 8％，采出程度32．4％，比单元低1．1％；水井90口，日注水 19717m3。证明厚油层井区相对单元开发效果差，剩余油潜力大。其中，以七区西Ngz6”4 单元最为典型，该单元油层为复合正韵律沉积，含油面积9．58km2，平均有效厚度8 8m， 地质储量1674×104t，单层开发，目前，单元采出程度32．4％，综合含水达到97．9％。虽