李靜（勝利油田臨盤(pán)采油廠山東臨邑）

一、油藏地質(zhì)特征

盤(pán)2-33單元是一個(gè)南掉斷層與東北傾地層形成的反向屋脊式斷塊。地面原油密度構(gòu)造高部位0.9404g/cm3,構(gòu)造低部位0.9650g/cm3。地面原油粘度則分別為260、1212mPa.S。儲(chǔ)層物性較好,平均孔隙度31.2%,平均滲透率705×10-3mm2。

盤(pán)2-33沙三下屬于常溫常壓常規(guī)稠油多油水系統(tǒng)的層狀斷塊油藏,共劃分為4個(gè)砂層組,含油砂組1～3砂層組,含油小層27個(gè)。

二、開(kāi)發(fā)歷程研究

該斷塊自1976年5月投入開(kāi)發(fā),1977年1月注水,依含水變化情況可大致劃為以下5個(gè)階段：

1.低含水階段(1976.5～1979.9)

油井投產(chǎn)初期普遍高產(chǎn),但含水上升快,低含水采油期短,階段采出程度低。階段末,有油井9口,開(kāi)8口,日油能力103.8t/d,綜合含水37.5%,采出程度3.8%,采油速度1.02%,階段含水上升率9.87%。

2.中、低含水階段(1979.10～1984.9)

該階段采取的主要開(kāi)發(fā)技術(shù)為層間接替。階段末,有油井8口,開(kāi)7口,日油能力116.4t/d,綜合含水59.7%,采出程度4.14%,采油速度1.06%,階段含水上升率5.36%。有注水井4口,日注279m3/d,月注采比0.92,累積注采比1.03。

3.中、高含水階段(1984.10～1994.1)

該階段以提液強(qiáng)采及細(xì)分開(kāi)發(fā)兩大開(kāi)發(fā)技術(shù)使單元高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)了近10年,其主要特征是階段采出程度高,采油速度高,含水平穩(wěn)上升。至階段末,有油井15口,開(kāi)15口,日油能力140.9t/d,綜合含水77.7%,采出程度10.3%,采油速度1.29%,階段含水上升率1.75%。有注水井9口,開(kāi)6口,日注544m3/d,月注采比0.81,累積注采比1.0。

4.高含水階段(1994.2～2004.8)

該階段由于注水井套損嚴(yán)重,注采井網(wǎng)遭到嚴(yán)重破壞,地層能量下降,產(chǎn)量大幅下降,至2001.8月,產(chǎn)量落入了低谷,日油能力僅有32.7t/d。針對(duì)這種情況,實(shí)施了以水井更新、轉(zhuǎn)注為主的綜合治理,轉(zhuǎn)注3口井,投注3口井,地層能量穩(wěn)步恢復(fù),產(chǎn)量穩(wěn)中有升,2003年～2004年實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)量不遞減。

5.特高含水階段(2004.9～目前)

隨著注采井網(wǎng)的二次完善,油井相繼見(jiàn)效,液量、含水再次上升,單元進(jìn)入了特高含水低速穩(wěn)產(chǎn)階段。階段末,有油井14口,日油能力33.8t/d,綜合含水92.7%,水井16口,日注470m3/d,月注采比0.99,累積注采比1.03。

三、開(kāi)采特征

1.油藏埋藏較淺,膠結(jié)疏松、出砂嚴(yán)重,需先期防砂生產(chǎn)。2.油層物性較好,產(chǎn)能高,但油較稠,無(wú)自噴能力。

3.中低含水期含水上升快,至高含水期含水上升減緩,70%以上的可采儲(chǔ)量在中高含水期采出。

四、開(kāi)發(fā)狀況分析

該單元自實(shí)施注水開(kāi)發(fā)以來(lái),隨著采出程度的增加,含水的上升,存水率卻逐步下降,由0.91下降至目前的0.26。耗水量卻由1985年采出程度10.4%時(shí)的2m3/t上升到目前采出程度25%時(shí)的11.2m3/t。

應(yīng)用相滲流管法計(jì)算單元采收率可達(dá)37.2%,而該塊目前井網(wǎng)下由水驅(qū)曲線法標(biāo)定采收率只有29.7%。主要原因是層間和平面水驅(qū)動(dòng)用不均衡,其次是因?yàn)樽⑷氡稊?shù)低,驅(qū)油效果差。第三是隨著含水的增加,地面原油粘度不斷增加,降低了油藏驅(qū)油效率,影響了水驅(qū)波及效果。因此,通過(guò)完善非主力小層的注采井網(wǎng),加強(qiáng)注水,提高水驅(qū)動(dòng)用程度,提高油藏采收率還大有潛力。

五、開(kāi)發(fā)中存在的主要矛盾

該塊目前存在著以下問(wèn)題,制約著開(kāi)發(fā)效果的進(jìn)一步提高。

1.層間矛盾突出,各小層儲(chǔ)量動(dòng)用不均。吸水剖面、產(chǎn)液剖面及飽和度測(cè)井資料都證明了其層間矛盾突出,層間動(dòng)用差異較大。

2.主力小層局部注采井網(wǎng)不完善,儲(chǔ)量控制程度低。

3.非主力小層地層能量保持水平低,油井普遍供液不足、液量低、產(chǎn)量低,開(kāi)發(fā)效果差。

4.油水井套壞嚴(yán)重。由于盤(pán)2-33沙三下油藏埋藏淺,地層膠結(jié)疏松,易出砂。隨著油田長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā),頻繁的井下作業(yè)施工以及套管材質(zhì)與腐蝕等諸多原因影響,套管彎曲變形、破裂、錯(cuò)斷等套管損壞現(xiàn)象日益嚴(yán)重。

六、開(kāi)發(fā)調(diào)整方案設(shè)計(jì)

通過(guò)對(duì)盤(pán)2－33沙三下開(kāi)發(fā)狀況分析、開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)及剩余油研究可以看出,目前該塊劃分為兩套層系,井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)量的控制較高,井網(wǎng)加密的余地較小。為充分挖掘油藏的剩余潛力,有必要打破原有的井網(wǎng)界限,根據(jù)層間開(kāi)采特征進(jìn)行注采井網(wǎng)的重新匹配,并對(duì)不同的層位采用不同的開(kāi)發(fā)措施。

1.對(duì)非主力小層優(yōu)化重組,建立獨(dú)立井網(wǎng)。

2.主力油層以完善平面潛力井區(qū),挖掘平面及層內(nèi)潛力為主要調(diào)整目的；非主力油層以完善I類潛力小層井網(wǎng)、提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度為主要目的,同時(shí)要兼顧II類小層的挖潛。

3.非主力油層主要通過(guò)鉆新井和利用上返老井進(jìn)行完善,提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度,挖掘剩余油潛力；主力油層主要以利用老井為主,鉆少量新井,在提高注采對(duì)應(yīng)率的基礎(chǔ)上實(shí)施大井距強(qiáng)注強(qiáng)采,老井工作量要圍繞減少層間干擾盡量簡(jiǎn)化管柱。

調(diào)整后,立求形成三套較完善的注采井網(wǎng),即主力小層1～2砂組一套、3砂組一套,非主力小層單獨(dú)一套。

方案設(shè)計(jì)總井?dāng)?shù)30口。其中油井17口,新鉆3口,水轉(zhuǎn)油1口,利用老井13口；注水井13口,新鉆2口,轉(zhuǎn)注1口,利用老井10口。平均單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量21.2×104t,斷塊區(qū)水油井?dāng)?shù)比1：1.23。

[1]秦政.石油地球物理勘探.北京：石油工業(yè)出版社,1985.

[2]才汝成,李陽(yáng),孫煥泉編著,油氣藏工程方法與應(yīng)用,東營(yíng)：石油大學(xué)出版社,2002.