胜利石油工程有限公司海外工程管理中心 257001
摘要：桩66块通过前期开展精细油藏描述，搞清了剩余油分布规律，为改善沙三下I开发效果及提高采收率提供了依据。本文根据该块的开发特点整理了开发数据，评价了开发效果，对影响开发因素进行了分析。围绕影响油藏开发效果因素，指出了潜力方向，针对存在的问题，提出了改善开发效果的具体措施和方案。
关键词：夹缝带；注水受效；综合治理；剩余油分布；技术对策
前言
桩66块位于五号桩油田北部，是受构造控制的岩性构造油藏，构造被桩66-9—桩66-10断层分为两部分，北部西高东低，南部夹缝带内东高西低。主要含油层系为沙三下I，含油面积2.4km2，地质储量244×104t，可采储量22×104t。划分为4个小层，各个小层具有独立的油水界面，油层分布以岩性为主要，局部受构造发育的影响，属构造-岩性油藏。
地面原油相度0.8495-0.8530g/cm3，粘度6.0-201 mPa.s，原始油气比75.5-78.3 m3/t，含蜡量30-35%，凝固点32-35℃。地层水矿化度12711mg/l，属于NaHCO3型。原始地层压力32.1MPa，饱和压力11.83MPa，压力系数1.0，地层温度130℃，地温梯度3.4℃/100m，为常温常压系统。
1油藏特征
1.1渗流特征
初始含水饱和度为0.418，共渗点时含水饱和度为0.57，残余油饱和度为0.28该相对渗透率曲线主要反映了以下特点：
1）从含水与无因次采油（液）指数关系曲线上看，无因次采油指数一直处于下降状态；无因次采液指数在含水低于95%之前一直下降，当含水达95%之后有所上升，但采液指数最终最终未到0.9。
2）含水与采出程度关系曲线：含水45%之前含水上升速度增加，含水上升最快时每采出1%地质储量含水上升7%，此时采出程度为14.5%，之后含水上升速度变缓，含水97%时，含水上升率为0.5%，此时采出率达28%。
1.2初期生产特征
初期单井自然产能较高，全块平均日产油为16.8t/d，其中北部桩66-4井区为16.9t/d，南部断层夹缝带为16.6t/d。
2开发效果分析
2.1开发阶段划分
按照产油量将该区的开发过程划分为两个阶段：
第一阶段（1992年3月到1997年2月），投产及产量上升阶段，初期试采阶段水井开井多，注水量高，但综合含水较高，产油量比较低，后期水开处于关井状态，综合含水降低。
第二阶段（1997年3月到2009年12月），产量下降阶段，水井开井数增加，注水量增多，投产井减少，综合含水高，产油量降低。
2.2开发现状
截止到2017年12月，总油井10口，开井3口，总注水井3口，开井1口，单井日液31.6t/d，单井日油5.4t/d，综合含水62.3%，累积产油12.9×104t，采出程度5.6%，采油速度0.2%，含水上升率3.4%，累计注水5.5×104m3，累计注采比0.43。总压降9MPa，平均动液面1427m。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆
2.3注水受效分析
以桩66-14井组注水为例，油水井井距约为400米，桩66-14井于1999年6月开始注水后，8个月后桩66-15产液量、产油量均上升。之后水井停注2个月后，产液量和动液面均下降。恢复注水后，桩66-15井的产液量趋于稳定，液面得以恢复。从动液面变化情况上看，随注水量的增加而逐渐回升。综合分析认为，400米井距注水是可行的。
2.4油层动用状况分析
从9口井的油层动用状况统计来看，所钻遇油层总计27层，总有效厚度285.4m，平均单井钻遇3层，单井钻遇有效厚度31.7m；其中射开油层16层，占59.3%，射开厚度183.6m，占64.3%。其中平面上北部66-4井区基本全部动用，南部断层夹缝带油层未动用厚度比例45.7%
纵向4个小层的采出程度分别为3.9%、11.6%、3.2%、0.5%，其中2小层采出程度最高，4小层采出程度最低。
3开发中存在的问题及技术对策
3.1开发中存在的问题
1）三大矛盾突出，停产停注井多，油水井利用率低，注采系统极不完善
北部井区共有油井投产井3口，开井1口，水井2口全为关井；南部断层夹层带共有油井投产井7口，需要报废2口，开井2口，投注井2口，开井1口。
2）单井产量低、采油速度低、分层动用状况差异大
目前平均单井日产油4吨左右；全区采油速度0.2%，其中北部桩66-4井区为0.06%，南部断层夹缝带为0.42%。
3.2技术对策
3.2.1分井区综合治理
针对两个井区存在的问题不同，提出了差异化治理措施，北部桩66-4井区采取试油并恢复生产，南部断层夹缝带主要是完善井网。老井利用12口，其中油井8口，水井2口，转注井2口；新井4口，其中，更新油井2口，新水井2口。制定措施9口，其中卡封补孔5口，找水卡封2口，更新井2口，预计日增油48t。
3.2.2开发层系的划分
层系调整原则：采用一套井网，局部分采，原因如下：
（1）油层薄不具备整体细分层系的条件；
（2）南部井区油层厚度大，层间差异较大、隔层条件好、有细分的有利条件；
（3）综上两点，为减少层间的干扰，可采取局部细分的方针。
3.2.3开发方式：通过桩66-14井组注水受效分析可知注水是有效的，下步继续注水开发。
4.结论与建议
4.1、通过相渗曲线，由动静态资料标定采收率为28%。
4.2、对开发状况进行了分析评价。南部夹缝带通过注水分析，认为注水是有效的，但油层动用程度比较高，油井利用率低，局部井网不完善，采油速度低，采出程度低。北部桩66-4井区井网瘫痪，储量损失较大。
4.3、南部夹缝带完善注采井网可改善水驱效果，北部恢复油井生产可提高储量动用率，从整体上以期达到改善开发效果的目的。
参考文献
[1]林承焰.剩余油形成与分布[M].山东东营：石油大学出版社，
[2]李兴国.油层微型构造新探[J].石油勘探与开发.1996，23(3)
[3]刘洪涛等.葡北油田密井网精细地质描述及剩余油潜力研究.内部报告，2000
[4]石志敏.隔夹层发育状况对堵水调剖效果的影响分析[J].河南石油.2005，19(4)
[5]束青林.正韵律厚油层剩余油分布模式及水平井挖潜[J].油气地质与采收率，2004，11(4)
[6]钟大康，朱筱敏等.注水开发油藏高含水期大孔道发育特征及控制因素[J].石油勘探与开发.2007，34(2)
论文作者:汪享林
论文发表刊物:《防护工程》2017年第36期
论文发表时间:2018/4/28
标签：油层论文; 水井论文; 油井论文; 夹缝论文; 油藏论文; 断层论文; 效果论文; 《防护工程》2017年第36期论文;