畢玉帥

摘要：東區(qū)沙二下油藏已進(jìn)入高含水開發(fā)后期、剩余油分布高度零散、穩(wěn)產(chǎn)難度大，不斷深化以井組為單元的老油田精細(xì)注采調(diào)整，通過完善復(fù)雜塊注采井網(wǎng)，二、三類潛力層實(shí)施單注單采措施，達(dá)到挖掘平面、層間剩余油、增加水驅(qū)可采儲量、改善水驅(qū)油藏開發(fā)效果的目的。

關(guān)鍵詞：高含水后期、非均質(zhì)性嚴(yán)重

一、項(xiàng)目概況

（一）油藏概況

濮城油田東區(qū)沙二下油藏位于濮城背斜構(gòu)造東翼，南北長15Km，東西寬2Km，構(gòu)造面積約12km2。油藏含油面積5.7Km2，石油地質(zhì)儲量799×104t，目前標(biāo)定采收率39.67%，可采儲量 317×104t。

東區(qū)沙二下油藏分為8個砂層組，油藏埋深-2600—-2890m，巖性主要為紫紅色泥巖與淺灰色、淺棕色粉砂巖互層。頂部、底部巖性泥巖多，中部砂巖發(fā)育，含灰質(zhì)增多，中部沙二下3、4、5砂組油層厚度較大，為主力含油層段。

（二）油藏目前存在的主要問題

1.多砂組籠統(tǒng)開采，油藏層間差異大、層間動用程度低

東區(qū)沙二下1-8油藏劃分為8個砂層組50個流動單元，8個砂層組用一套井網(wǎng)籠統(tǒng)開采，含油井段長達(dá)220—290m，含油小層多，經(jīng)過長井段多砂組多油層合采合注，造成層間矛盾突出，水驅(qū)動用程度降低。加上層間強(qiáng)烈的非均質(zhì)性，造成目前層間吸水差異大：一類油層厚度大、連通性好、含水高、采出程度高;二、三類層由于高滲透強(qiáng)吸水層的干擾，動用程度低。

2.現(xiàn)有的技術(shù)手段不能完全滿足二三類層挖潛的需要

現(xiàn)有的分注工藝技術(shù)對緩解層間矛盾有一定的作用，但由于控制井段和加強(qiáng)井段中，仍有一定的層間差異，目前的調(diào)剖工藝、分注工藝技術(shù)，不能完全滿足開發(fā)需要。

（1）多級段的分采分注工藝目前無法實(shí)現(xiàn)。

（2）由于層間差異影響，分注工藝無法達(dá)到啟動二三類層目的。

（3）井況惡化、油藏水驅(qū)控制程度低。

（4）由于構(gòu)造復(fù)雜，巖性變化快，現(xiàn)有井網(wǎng)難以充分動用土豆?fàn)钌绑w。

二、井組精細(xì)注采調(diào)整潛力研究

（一）注采井組劃分原則

以注水井為中心，將周圍相關(guān)油井所構(gòu)成的油田開發(fā)基本單元，劃分為一個注采井組。

井組間的分界線可參考沉積微相劃分，相鄰井組處在同一相帶時，分界線沿中線劃分;相鄰井組處在不同相帶時，分界線沿兩沉積微相界限劃分。

對于復(fù)雜帶獨(dú)立小斷塊的幾口油水井，能夠建立起對應(yīng)關(guān)系的可以劃分為一個井組，以其中一口主要的水井定井組名稱。

（二）井組精細(xì)數(shù)值模擬

目前油藏已進(jìn)入高含水后期，剩余油分布高度零散。平面上，常規(guī)數(shù)值模擬技術(shù)無法精細(xì)刻畫井間剩余油分布規(guī)律?？v向上，常規(guī)數(shù)值模擬技術(shù)無法滿足油藏精細(xì)描述層系細(xì)分的需要。為了解決以上問題，我們在常規(guī)數(shù)值模擬研究的基礎(chǔ)上，優(yōu)選有利區(qū)域，實(shí)施局部網(wǎng)格加密，開展井組數(shù)值模擬。

（三）潛力研究成果

油藏目前共有注采井組16個，剩余可采儲量36.4×104t，通過分析計(jì)算優(yōu)選潛力12個，剩余可采儲量10.8×104t。其中：單砂體挖潛井組2個，剩余可采儲量1.8×104t;最小自然段挖潛4個，剩余可采儲量3.2×104t;二三類層挖潛6個，剩余可采儲量6.8×104t。

三、井組精細(xì)調(diào)整的做法和效果

（一）井組精細(xì)調(diào)整挖潛技術(shù)對策研究

1.壓縮注水井段

精細(xì)注采工作挖潛的對象是有一定儲量背景、能形成一定產(chǎn)能的次主力層以及水驅(qū)狀況較差區(qū)域的主力層。每口注水井，通過擠堵封主要吸水層，將其它啟動壓力相近的注水層位組合在一起的方式，在啟動壓力相差不很大的情況下進(jìn)行分層注水，從而有效精細(xì)控制注水。

2.主力注水層拉大井距注水

油藏對封堵完賊層的其它主力吸水層（井口啟動壓力低于15Mpa）的注水井，實(shí)施拉大井網(wǎng)（注采井距保持在300m以上）注水，并且控制吸水層最大注水強(qiáng)度控制到10m3/d以內(nèi)。

3.充分考慮沉積相與儲層展布，兼顧層間挖潛與平面完善

東區(qū)沙二下油藏儲層平面變化大，非均質(zhì)性嚴(yán)重，發(fā)育不穩(wěn)定，縱向橫向具有多變性。通過沉積微相研究發(fā)現(xiàn)，沉積微相控制了儲層的發(fā)育和物性的變化，處在不同相帶的儲層物性變化較大，特別是在各種沉積微相頻繁過渡的區(qū)域，儲層變化最大。在注水開發(fā)情況下，微相對剩余油的分布規(guī)律有十分重要的意義，剩余油富集在主力河道側(cè)翼及相帶變差的區(qū)域。在井組精細(xì)調(diào)整時，要強(qiáng)化水下分流河道注水，保持地層能量的基礎(chǔ)上，優(yōu)選河道側(cè)翼儲層，配套工藝集成技術(shù)，實(shí)施差異相帶挖潛。

（二）層間精細(xì)挖潛的配套工藝技術(shù)研究

1.單層注水技術(shù)

分層注水經(jīng)濟(jì)實(shí)用，但在技術(shù)上也有限制。由于同管分注各水嘴間存在著干擾，分的層段越多，不僅井下裝置越復(fù)雜，成功率也越低，調(diào)配一次，花的時間很多，油層過深，技術(shù)難度也增大，從實(shí)用的觀點(diǎn)來看，使用比較方便的是二級三段。因此單靠分層注水完全解決多層砂巖油藏的層間干擾問題，也是不現(xiàn)實(shí)的。

因此當(dāng)一口油井與多口注水井相連通時，油井見水或含水上升以后，要根據(jù)出水層位和來水方向的分析，加強(qiáng)該層位非主要來水方向的注水，而適當(dāng)控制主要來水方向的注水，必要時甚至也可以停止該方向的注水。當(dāng)一口注水井和多口油井相連通時，要綜合考慮井組范圍內(nèi)各油井方向?qū)ψ⑺康囊螅瑱?quán)衡輕重緩急，著重照顧最有利方向的注水要求。為此我們就舍棄高滲層，填砂打橋塞或注灰封堵，單注差層，見到了較好的效果。

2.油井卡堵技術(shù)（機(jī)械找水一體化管柱）

當(dāng)油藏含水增加到一定程度，不僅見水層和來水方向都已增多，而且有的層含水已經(jīng)很高。這時要精細(xì)研究各層，各井含水的差異，在進(jìn)一步細(xì)分注水層段，控制高含水層注水的基礎(chǔ)上，對于單純依靠分層注水已難以有效調(diào)節(jié)的特高含水層，可以進(jìn)行封堵，以減少這些層的干擾作用以及低效循環(huán)，提高注入水利用率。

機(jī)械找水一體化管柱是利用一趟管柱可完成找水、堵水、調(diào)層生產(chǎn)的工藝技術(shù)，它與傳統(tǒng)的找堵水技術(shù)相比，具有找水、堵水、生產(chǎn)融為一體、找堵水開關(guān)采用液壓控制方式、同一壓力下可實(shí)現(xiàn)開關(guān)工作狀態(tài)的轉(zhuǎn)換，并可往復(fù)操作，不受換向次數(shù)的限制、找堵水準(zhǔn)確、可靠，節(jié)約大量成本，大大減少作業(yè)費(fèi)用和占產(chǎn)天數(shù)的優(yōu)點(diǎn)。

四、認(rèn)識與體會

1、在油田高含水開發(fā)后期，以井組精細(xì)注采調(diào)整為手段來實(shí)現(xiàn)儲層分類開發(fā)，是實(shí)現(xiàn)油藏穩(wěn)產(chǎn)和提高采收率的一項(xiàng)重要手段;

2、在相控理論的指導(dǎo)下，依據(jù)沉積相的差異性來優(yōu)化組合注采井網(wǎng)，可以提高水驅(qū)效率。

特高含水后期，以井組精細(xì)挖潛為手段實(shí)現(xiàn)油藏產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整，實(shí)現(xiàn)了降水增油。