面12区沙三上5砂组特高含水油藏改善开发效果实践

面 12区沙三上 5砂组特高含水油藏改善开发效果实践

左庆军

江汉油田清河采油厂 山东寿光 262714

【摘要】面12区位于八面河主体断裂构造带中部，北邻面4区，南接面14区。面积1.51km²，储量529.63×10⁴t，主要含油层系沙三上、沙三中、沙四段，本次调整的目的层是沙三上5砂组，含油面积1.10km²，地质储量144.6×10⁴t。目前进入高含水、高采出程度、低采油速度阶段。结合5砂组开发现状，制定先抽稀重建矢量化井网，提高储量控制程度；在重建井网的基础上强化注水，提高地层压力；待地层压力得到恢复，强化排液进一步提高采收率的调整思路。对提高老区采收率和采油速度，改善老区特高含水期的开发效果有指导意义。

【关键词】面12区；特高含水油藏；注水开发；存在问题；调整对策；开发效果

1.油藏概况

面12区位于八面河主体断裂构造带中部，北邻面4区，南接面14区。面积1.51km²，储量529.63×10⁴t，主要含油层系沙三上、沙三中、沙四段，本次调整的目的层是沙三上5砂组，含油面积1.10km²，地质储量144.6×10⁴t。5砂组总体构造较为平缓。其南、北、西面为断层控制，仅在东部开启，是相对较为封闭的圈闭。 油气主要受构造和岩性双重控制，为构造-岩性油气藏。S₃^上5₁主要为三角洲前缘水下分流河道沉积，是不同时期河道砂叠置而成的厚油层。砂体平面上厚度4-10米，平均有效厚度7.4m。渗透率900-1800mD，平面上厚度和渗透率差异较小。5砂组平均渗透率属1332mD,平均孔隙度35.4%，密度0.946，粘度1940mpa.s。属特高孔-高渗普通稠油Ⅰ类油藏，从敏感来看，除碱敏呈中等偏弱，其他无明显敏感性。

5砂组1986年投入开发，1987开始注水，至今已有33年，开发历程可以划分为四个阶段，1987-1989年基础井网建设，产量达到峰值7.5万吨，自1990年开始产量处于递减阶段，2008年至2012时进行细分层系开发，年产油量回升到1.0万吨，取得一定效果，2013年以后调整工作量下降，产量逐步下降，到2463吨。截止目前沙三上5砂组油井开井8口，日产油6.1吨，日产液量307方，综合含水98.0%，注水井开井3口，日注水量237方，采出程度33.0%，采油速度0.17%，处于高采出程度、高含水、低采油速度开发阶段。

2. 存在问题及潜力分析

2.1 5砂组在开发中主要存在以下两个问题：

2.1.1 注采井网不完善，储量控制程度差

继08年细分层后， 5砂组未进行过大的调整， 近年来由于老井陆续套变停产(平均生产年限21年)，造成井网失控，失控区域主要集中在构造中部，以及西部断层附近，套损井增多，开井数下降，各项指标劣化，与09年相比，井网密度由21.82下降至10.0，年产油量由1.0万吨下降至2643吨，年采油速度由0.69下降至0.17。

2.2.2 地层能量保持低，动态调整基础差

由于水井套变，未及时补充注水，注采比偏低，2018年地层压力8.36MPa，油层总压降2.49MPa，动液面627米，单井日均液量38.4吨，保持水平偏低，油井提液空间受限。

2.2 5砂组在开发中主要有以下潜力：

2.2.1 剩余油普遍分布，饱和度较低

5砂组井况损坏严重，注采井网总在“缝缝补补”，并没有相对固定，平面上曾注水井“遍地开花”，通过历史动态分析认，为注水水线到处都有，剩余油被注水切割的非常零散。

根据剩余油监测资料及近年的测井曲线显示：流线上剩余油饱和度在21.4%-26.5%，流线间剩余油饱和度在28.4%-37.7%；剩余油存在“普遍分布、但饱和度较低”的特点。按常规的调整方式，难以实现效益开发。

2.2.2 历史上抽稀提液效果好

近年5砂组也开展了一些工作，其中效果较好的是抽稀提液，对比4口提液井提液两年的生产情况，油层厚度大，注采井距大的M12-11-31，提液效果显著。提液两年累增油2335吨。12-11-31井控制地质储量：31.8万吨， 下电泵前累计采油量：8.61万吨 ， 采出程度：27.0%,含水98.8%。10.01月下电泵至15.11月套变累计增油8244吨。

3.工作思路及主要做法

结合5砂组开发现状，制定以下调整思路：首先抽稀重建矢量化井网，提高储量控制程度；在重建井网的基础上强化注水，提高地层压力；待地层压力得到恢复，强化排液进一步提高采收率。

3.1 构建不规则注采井网，经济高效控制储量

通过对历史上钻遇5砂组的116口井进行摸排，生产井（采油井32口，注水井23口）55口占总井47.4%，套变井61口占比52.6%，可利用井26口占22.4%，其中可直接修复利用井2口，其余需侧钻才能利用，根据井况统计，确定井网重建原则：

（1）失控制区域利用老井恢复、侧钻等实现控制，进行流线修复；

（2）控制区域井距由200米抽稀至250m，根据需要转向注水。

预计重建井网后抽稀流线6条， 新增流线16条，井网密度由10.0上升至14.5，单井控制储量由18.1下降至14.5万吨。

3.2 强化注水，提高地层压力水平

在重建井网的同时，借用相似油藏胜二区经验公式，确定5砂组现阶段合理的注采比1.3。根据注采比、各井区采液速度，确定现阶段各井区配注量：西部井区配注190m3，中部井区配注160m3，东部井区配注180m3。在加强注水同时加强油水井相关资料的录取，特别是压力资料录取，加强动态监测，及时监控单元地层能量恢复状况，及时调整。

3.3 强化排液，进一步提高采收率

确定注采比之后，对提液时机进行了研究，从144个提液方案中研究发现，压力恢复到原始地层压力的0.8p-0.9p时采收率是最高的，即压力达到8.68MPa以上时，有利于提液，提液时机确定以后，对提液倍数进行模拟计算，提液倍数在2-4倍时，采出程度最高达26%，有利于油田开发。 然后对合理生产流压进行计算，5砂组合理流压4.27MPa。利用地层压力、流压、地层系数KH值计算，在不同区域油井产液能力是有所差别的，地层系数小于7000的区域液量应控制在80方，7000-12000之间的区域液量应控制在80-150方，大于12000的区域液量应控制在150-300方。考虑大幅度体液后，需要保持地层压力，数值模拟结果表明注采比保持在0.9-1.0是最为合理的。

按照以上的调整思路，我们做了以下工作：截止19年10月份，5砂组共实施油井工作量8口、水井工作量4口，中部、东部井网已初步完善，恢复控制储量29万吨。日注水量由18年12月的237方上升到目前的448方，日产油由6.1吨上升至10.7吨，采油速度由0.17%提升至0.27%。

预计沙三上5砂组全年生产原油3943t，新井产量729t，措施产量741t，老井自然产量2473t。

3. 下步措施

下步继续针5砂组进行调整治理，主要是以下工作：

继续完善西部注采井网，完成遗留的5口部署工作量，加强西部储量控制程度；在完善井网基础上继续强化注水，提高地层压力,同时加强动态监测；把握提液时机，待地层压力压力提升到8.68MPa（80%）以上时，油井按照配液量提液生产。

【参考文献】

[1]姜汉桥.油藏工程原理与方法.石油大学出舨社.2004

[2]陈涛平，胡靖邦.石油工程[M].石油工业出版社，2002