论文部分内容阅读
[摘 要]A块中生界油藏目前处于低速开发阶段，存在着井网不完善、注入水窜等诸多方面的问题，本文总结了该单元存在的主要问题，提出通过井网完善提高储量控制、进行异步注水、以及加大老井扶停等措施治理该单元，对同类型的油藏具有一定的借鉴意义。
[关键词]裂缝；低速开发；开发现状；挖潜对策；剩余潜力；
中图分类号：P618.130.2+5 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）05-0003-01
0 前言
A块位于东营市河口区境内，区域构造位置为济阳坳陷B凸起东北坡。中生界是主要含油层系之一，为三角洲曲流河沉积为主，其储层厚度大，储层集中，成条带状展布，裂缝发育，隔层上、下串通，为底水块状油藏，含油面积1.89km2，地质储量451×104t，可采储量93万吨。该区块1978年投入开发，目前仅开井5口，采油速度0.12%，采出程度19.3%。本次对该块重新进行了地质研究，并以此为基础编制了油藏调整方案。
1 油藏储层特征
本区中生界侏罗系含油储层基质孔隙度5%-19%，平均10%，渗透率0.09-10×10-3μm2，平均1.68×10-3μm2，为低孔、低渗储层。
二砂层组全区分布，沉积较厚，单井钻遇厚度为19.4-69.1m，平均单井厚度50.1m，东、西沉积较薄，向北、中央逐渐变厚。
三砂层组全区分布，沉积厚度相对二砂层组较薄，单井钻遇厚度11.4-66.2m，向东、西沉积厚，向中央逐渐变薄。
2 A块中生界开发特征
该块开发过程中受裂缝的影响比较大：
（1）初期产能高，但差别大
从试采井的情况分析，该块初期产能高，单井日产能力在55-126t/d，但由于各井所处构造位置不同，裂缝发育程度差异大，使各井初期产量相差很大，日产能力相差2.29倍；区块的平均米采油指数1.778t/m/Mpa，不同构造位置油井的采油指数相差高达4.67倍。
（2）天然能量不足，产量递减大
中生界油藏四周被断层封闭，区块面积较小，天然能量不足。油藏从80年5月全面投产到82年1月注水开发前地层压降7.2Mpa，平均月压降0.27Mpa。区块阶段弹性产率为226550t/Mpa，每采出1%地质储量压力下降1.45Mpa。在弹性开发期，单井产量递减快，平均月递减6.53-15.61%。
（3）油藏裂缝发育，使油藏内部各块之间压降一致，层间和断块之间相互沟通，注采比的變化对油藏生产影响很大。
3 A块中生界开发效果评价
截止目前总井18口，开井5口，日产液能力39.3t/d，日产油能力16.1t/d，综合含水59%，累采油87.2×104t，累注水346.6×104m3，，累积注采比1.4。
（1）储量动用状况
①平面累积动用程度高，目前井网控制程度低
中生界地质储量451.85×104t，其中动用417.1×104t，动用程度92.5%，以水驱为主，损失储量34.8×104t，主要位于边部低部位。
目前井网控制程度低，主体部位仅4口井，控制储量79.5×104t，控制程度17.6%，目前无注水井，弹性开发。
②油层累计动用程度高
统计24口井311个层，累计射开层数137个，射开层数比例44.7%，总厚度2290.1m，射开厚度1167.1m，射开厚度比例51%。但油层射开层数和厚度的百分数分别为81.1%和90.2%，射开程度较高。
（2）井网适应性评价
该块由于高含水原因，目前停产11口，仅开井5口，平均单井控制剩余储量82.83×104t，井网密度2.6口/km2，停注井6口，油水井利用率仅为22.7%，由此可见，目前井网适应性差。
（3）注水效果分析
该块总计6口注水井，累注水346.6×104m3，，累积注采比1.4。该块采用边部和底部注水的方式进行开采。
1984年8月投注的G井，注水层位三砂组1、2小层，累注17.4×104m3，主要注水时间1984年8月-1998年2月，由于垂直裂缝发育，位于高部位采2砂组的M井见到注水效果。
但由于该块注采比过高，造成对应油井的暴性水淹，注水后含水快速上升，最高含水高达98%。
4 剩余油潜力分析
应用水驱法计算该区块的采收率23.5%，目前全区累计产油量87.22×104t，采出程度19.3%，剩余可采储量18.97×104t；其中主体井区累计产油量78.17×104t，采出程度19.0%，剩余可采储量18.68×104t。
（1）平面剩余油分布状况
平面剩余油主要分布在构造高部位断层附近。古潜山油藏的最主要特点是新生古储。它的形成除了要有充足的油源，良好的储盖组合外，还需要良好的输导通道，靠近断层，裂缝发育，有缝就有油；由于区块的采用边外注水，边部水淹严重，而构造高部位，水淹较轻，剩余油富集。
（2）层间剩余油分布状况
从区块分砂层组的注水量来看，3砂组的注水量最大，累注水量279.6×104m3，注入倍数高达1.2，二砂层组的累注水量60.5×104m3，注入倍数仅为0.09。目前开井5口，4口井生产二砂层组，含水相对较低，水淹较轻。
从后期措施井的情况也证实了分析的正确性，如F井，1991年6月合采二、三砂组，末期含水96.7%，1997年3月改层生产二砂组1、2小层，初期日产液41.1t/d，日产油23t/d，含水44%，目前日产液15.3t/d，日产油6.3t/d，含水58.3%，累计产油3.2155×104t。
5 开发技术政策
（1）层系适应性
正确划分开发层系的目的是防止或减小各层系在开发过程中的干扰现象，合理利用油藏资源，实现均衡开采。本区块是裂缝性油藏，根据岩心观察，主要发育垂直和斜交裂缝，纵向砂层组之间互相连通，因此，没有必要进行细分。
（2）开发方式
区块目前的地层能量较低，平均动液面-1382m，平均日产油量只有8.6t，需要注水，保持能量；但由于该块裂缝发育，同步注水时注入水沿裂缝窜流，不但波及面积小，且易造成暴性水淹，剩余油难于动用，因此，采取异步注水的开发方式进行开发，即水井注水时、油井关井，油井开采、水井停注，达到动用基质剩余油的目的。
（3）井网和井距
该块开发初期根据构造特征采取高部位采油、低部位注水的面积井网，目前弹性开发。根据构造形态和剩余油分布状况，本次仍然沿用老井网形式，沿构造高部位部署油井，构造低部位部署水井，形成行列式注采井网。
根据经济合理井网密度与采收率的计算公式[1]，计算合理注采井距258米。综合考虑该块的构造特点和井网形式，结合计算的经济合理井网密度结果，在不同的部位确定不同的注采井距，在250-260m之间。
（4）单井产能和注采比
从历史井的生产情况来看，较高的采液强度会造成水窜的加快，因此应该制液量生产。参考目前生产井的情况，建议采用有杆泵，低液量生产。根据老井生产历史及能量状况，预计单井日产液量在10-20t/d。根据单井经济极限产油量公式计算单井经济极限初产油量为3t/d[1]。
根据不同天然能量条件下应用物质平衡法测算不同油藏类型的水侵量，计算合理注采比为1.03。
6 结论
（1）A块是裂缝性油藏，注采比过高，易发生暴性水淹，采用油井控制液量、水井降低注水量的温和注水方式，可以提高开发效果；
（2）恢复注采井网、减少失控储量是该块治理的关键；
（3）在井网完善后，应该进行异步注水对剩余油进行挖潜。
参考文献
[1] 陈元千.油气藏工程计算方法[M].北京：石油工业出版社，1994.
[关键词]裂缝；低速开发；开发现状；挖潜对策；剩余潜力；
中图分类号：P618.130.2+5 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）05-0003-01
0 前言
A块位于东营市河口区境内，区域构造位置为济阳坳陷B凸起东北坡。中生界是主要含油层系之一，为三角洲曲流河沉积为主，其储层厚度大，储层集中，成条带状展布，裂缝发育，隔层上、下串通，为底水块状油藏，含油面积1.89km2，地质储量451×104t，可采储量93万吨。该区块1978年投入开发，目前仅开井5口，采油速度0.12%，采出程度19.3%。本次对该块重新进行了地质研究，并以此为基础编制了油藏调整方案。
1 油藏储层特征
本区中生界侏罗系含油储层基质孔隙度5%-19%，平均10%，渗透率0.09-10×10-3μm2，平均1.68×10-3μm2，为低孔、低渗储层。
二砂层组全区分布，沉积较厚，单井钻遇厚度为19.4-69.1m，平均单井厚度50.1m，东、西沉积较薄，向北、中央逐渐变厚。
三砂层组全区分布，沉积厚度相对二砂层组较薄，单井钻遇厚度11.4-66.2m，向东、西沉积厚，向中央逐渐变薄。
2 A块中生界开发特征
该块开发过程中受裂缝的影响比较大：
（1）初期产能高，但差别大
从试采井的情况分析，该块初期产能高，单井日产能力在55-126t/d，但由于各井所处构造位置不同，裂缝发育程度差异大，使各井初期产量相差很大，日产能力相差2.29倍；区块的平均米采油指数1.778t/m/Mpa，不同构造位置油井的采油指数相差高达4.67倍。
（2）天然能量不足，产量递减大
中生界油藏四周被断层封闭，区块面积较小，天然能量不足。油藏从80年5月全面投产到82年1月注水开发前地层压降7.2Mpa，平均月压降0.27Mpa。区块阶段弹性产率为226550t/Mpa，每采出1%地质储量压力下降1.45Mpa。在弹性开发期，单井产量递减快，平均月递减6.53-15.61%。
（3）油藏裂缝发育，使油藏内部各块之间压降一致，层间和断块之间相互沟通，注采比的變化对油藏生产影响很大。
3 A块中生界开发效果评价
截止目前总井18口，开井5口，日产液能力39.3t/d，日产油能力16.1t/d，综合含水59%，累采油87.2×104t，累注水346.6×104m3，，累积注采比1.4。
（1）储量动用状况
①平面累积动用程度高，目前井网控制程度低
中生界地质储量451.85×104t，其中动用417.1×104t，动用程度92.5%，以水驱为主，损失储量34.8×104t，主要位于边部低部位。
目前井网控制程度低，主体部位仅4口井，控制储量79.5×104t，控制程度17.6%，目前无注水井，弹性开发。
②油层累计动用程度高
统计24口井311个层，累计射开层数137个，射开层数比例44.7%，总厚度2290.1m，射开厚度1167.1m，射开厚度比例51%。但油层射开层数和厚度的百分数分别为81.1%和90.2%，射开程度较高。
（2）井网适应性评价
该块由于高含水原因，目前停产11口，仅开井5口，平均单井控制剩余储量82.83×104t，井网密度2.6口/km2，停注井6口，油水井利用率仅为22.7%，由此可见，目前井网适应性差。
（3）注水效果分析
该块总计6口注水井，累注水346.6×104m3，，累积注采比1.4。该块采用边部和底部注水的方式进行开采。
1984年8月投注的G井，注水层位三砂组1、2小层，累注17.4×104m3，主要注水时间1984年8月-1998年2月，由于垂直裂缝发育，位于高部位采2砂组的M井见到注水效果。
但由于该块注采比过高，造成对应油井的暴性水淹，注水后含水快速上升，最高含水高达98%。
4 剩余油潜力分析
应用水驱法计算该区块的采收率23.5%，目前全区累计产油量87.22×104t，采出程度19.3%，剩余可采储量18.97×104t；其中主体井区累计产油量78.17×104t，采出程度19.0%，剩余可采储量18.68×104t。
（1）平面剩余油分布状况
平面剩余油主要分布在构造高部位断层附近。古潜山油藏的最主要特点是新生古储。它的形成除了要有充足的油源，良好的储盖组合外，还需要良好的输导通道，靠近断层，裂缝发育，有缝就有油；由于区块的采用边外注水，边部水淹严重，而构造高部位，水淹较轻，剩余油富集。
（2）层间剩余油分布状况
从区块分砂层组的注水量来看，3砂组的注水量最大，累注水量279.6×104m3，注入倍数高达1.2，二砂层组的累注水量60.5×104m3，注入倍数仅为0.09。目前开井5口，4口井生产二砂层组，含水相对较低，水淹较轻。
从后期措施井的情况也证实了分析的正确性，如F井，1991年6月合采二、三砂组，末期含水96.7%，1997年3月改层生产二砂组1、2小层，初期日产液41.1t/d，日产油23t/d，含水44%，目前日产液15.3t/d，日产油6.3t/d，含水58.3%，累计产油3.2155×104t。
5 开发技术政策
（1）层系适应性
正确划分开发层系的目的是防止或减小各层系在开发过程中的干扰现象，合理利用油藏资源，实现均衡开采。本区块是裂缝性油藏，根据岩心观察，主要发育垂直和斜交裂缝，纵向砂层组之间互相连通，因此，没有必要进行细分。
（2）开发方式
区块目前的地层能量较低，平均动液面-1382m，平均日产油量只有8.6t，需要注水，保持能量；但由于该块裂缝发育，同步注水时注入水沿裂缝窜流，不但波及面积小，且易造成暴性水淹，剩余油难于动用，因此，采取异步注水的开发方式进行开发，即水井注水时、油井关井，油井开采、水井停注，达到动用基质剩余油的目的。
（3）井网和井距
该块开发初期根据构造特征采取高部位采油、低部位注水的面积井网，目前弹性开发。根据构造形态和剩余油分布状况，本次仍然沿用老井网形式，沿构造高部位部署油井，构造低部位部署水井，形成行列式注采井网。
根据经济合理井网密度与采收率的计算公式[1]，计算合理注采井距258米。综合考虑该块的构造特点和井网形式，结合计算的经济合理井网密度结果，在不同的部位确定不同的注采井距，在250-260m之间。
（4）单井产能和注采比
从历史井的生产情况来看，较高的采液强度会造成水窜的加快，因此应该制液量生产。参考目前生产井的情况，建议采用有杆泵，低液量生产。根据老井生产历史及能量状况，预计单井日产液量在10-20t/d。根据单井经济极限产油量公式计算单井经济极限初产油量为3t/d[1]。
根据不同天然能量条件下应用物质平衡法测算不同油藏类型的水侵量，计算合理注采比为1.03。
6 结论
（1）A块是裂缝性油藏，注采比过高，易发生暴性水淹，采用油井控制液量、水井降低注水量的温和注水方式，可以提高开发效果；
（2）恢复注采井网、减少失控储量是该块治理的关键；
（3）在井网完善后，应该进行异步注水对剩余油进行挖潜。
参考文献
[1] 陈元千.油气藏工程计算方法[M].北京：石油工业出版社，1994.