1、1河 14 断块高含水期剩余油研究及挖潜对策摘要：河 14 断块经过 30 多年开发，已经进入高含水开发后期。2010 年在精细油藏描述及剩余油分布规律研究基础上，通过钻新井、转注、大泵提液等工作，优化产液结构和注水结构，见到了明显的控水稳油效果，有效提高了开发水平。 关键词： 高含水期 精细油藏描述 剩余油挖潜 1.概况 河 14 断块位于现河庄油田的东北部，含油面积 4.5km2，石油地质储量 842104t，构造上属于中央隆起带西段郝家鼻状构造的东北翼，构造复杂，主力含油层系为沙二段的 5、9、10 砂层组，是早期东营三角洲前缘自东向西推进时形成的滑塌浊积砂体，岩性以长石砂岩为主，孔隙度
2、为 20-25.1%，渗透率为 50-80010-3m2，为中孔、中低渗储层。断块自 1972 年投入开发，到 2009 年综合含水 94.7%，采出可采储量的 76.13%，剩余可采储量的采油速度 14.2%。断块目前存在的主要问题是水淹严重，注入水沿高渗带水窜，造成剩余油高度分散。 2.剩余油分布规律研究 针对该断块综合含水高、剩余油高度分散、油层动用程度高、稳产基础薄弱的实际情况，以油藏研究为核心，应用三维地震技术、隐蔽油藏描述技术、精细油藏描述技术、测井多井储层评价技术、三维数值模拟技术，开展剩余油分布规律研究。 22.1 应用三维地震技术，精细构造研究 断块具有窄条带，多油层的特点，
3、进入油田开发后期，剩余油以高度分散状分布于储层之中，要挖掘其潜力，首要的任务是利用地震地质综合解释成图技术，建立精细的构造模型。具体的做法：利用 7 个非标准层做图，通过对构造和断层综合两个方面的校正，用 10 米间距做出控制断层的断面图，用 4 米间距做出了 13 个层的顶面构造图，用 1 米间距做出了主力储层单元的局部微构造图。通过精细构造研究，发现构造高部位沿断层向北偏移 200-300 米。 2.2 利用精细油藏描述技术，建立精细沉积模型 综合岩性、岩相、电相、粒度、沉积构造、古生物、测井曲线及其组合等方面的特征，结合区域沉积背景，从剖面、平面上研究了厚层砂岩的沉积特征。根据沉积相理论
4、建立了该地区精细储层沉积模型，将厚层砂岩细分为七种沉积微相类型：分流河道微相、废弃河道微相、滩砂沼泽微相；河口砂坝微相、辫状水道微相、滑塌浊积扇微相。沉积微相的研究，解决了开发中许多难以解释的油水关系矛盾。 2.3 应用多井储层评价技术，对测井资料进行二次处理和解释 河 14 断块开发时间长，且各时期的测井解释的标准不统一，随着断块的勘探程度和开发技术的提高，需要我们对油气层按统一的标准进行再处理。通过对断块 39 口井资料的重新解释，未射层中有 40.8m/20 层由油水同层或水淹层重新解释为油层。 2.4 利用油藏数值模拟技术，加强油藏工程研究。 利用岩心实验开展了储层渗流规律研究，建立了
5、流管模型，预测了3含水上升规律和最终采收率，综合分析和评价了主力厚层注水开发效果。研究了存水率和采出程度关系，并对井网适应性进行了评价。通过研究认识到注采比偏低，地层亏空加大，注水利用率较低。研究表明该地区合理采油速度应不小于 0.8%，合理的注采比应为 0.8 左右，合理的井网密度为 28.3 口/km2，才能保证注水开发工作更富成效。 2.5 剩余油分布规律 2.5.1 油藏平面剩余油分析 油藏构造顶部一线剩余油相对富集。 影响平面剩余油分布的主控因素之一就是构造变化特征。如断块屋脊一线，虽然井网较密，但由于受构造及井下技术状况影响，仍为剩余油分布的有利地区。 高含水期由于边水及注入水沿微
6、构造低部位绕流，导致无井控制微构造高点剩余油相对富集。 由于油井报废，造成局部井区无井控制而形成的剩余油潜力区 2.5.2 层间剩余油分析 储层细分沉积微相后，不同时间单元的动用程度存在差异，其河道边滩、滩砂、泥坪及末端砂坝等为有利挖潜区。 低渗薄层、层内低渗带动用较差，具有一定剩余潜力。 主力油层厚度相对较大，水淹严重但极不均衡。 3. 剩余油挖潜对策 3.1 在微构造高点和有利沉积相带叠合区，利用完善井及侧钻挖掘油层潜力。 4根据精细油藏描述结果，我们在构造有利部位部署完善井 3 口，侧钻井 5 口。如在断块屋脊高部位部署的侧钻水平井河 14-侧 13，目的层为沙二 5 层，初期日油 43
7、t/d，含水仅 37%，累积产油 1.6104t。 3.2 加强注采结构调整，改善水驱油效果 针对断块存在的问题，我们加强了注采结构调整力度，把剩余油富集区的原油驱出或在微观上改变液流方向，最终达到改善水驱油效果的目的。 通过精细对比细分时间单元，沙二 23（2） 、沙二 24、沙二 31（2） 、沙二 34（2+3） 、沙二 44（4）等层储层有效厚度大，面积展布大，储层物性较好，但非均质严重。受非均质影响，在开发后期这类储层仍具有较高的剩余油饱和度，是高含水期层内层间的主要挖潜对象。 利用油井转注、老水井恢复注水等措施，增加驱油角度，改变水驱油方向。 利用调配、增注、改层等手段加强注水，恢
8、复地层能量。 调整注水井点与扶停产井相结合，使低孔、低渗油层发挥潜力。 3.3 利用储层评价技术，挖掘剩余油潜力 2010 年在对该块关键井、关键层，应用多井储层评价技术先后对 39口油水井进行了数字化处理和二次解释，其中 13 口井的 42 个小层，厚度 97.3m 的解释结果发生了变化，总计新增油层 43.0m/15 层为补孔改层提供了物质基础。 3.4 利用提液技术，挖掘主力油层剩余油潜力 对应生产油井，在压降较大情况下，有杆泵生产压差仅 0.4-3MPa，5中低渗层难以发挥作用。电泵井生产压差 4-5 MPa，比采油指数 0.38 t/d.MPa.m。 由此可见，在相同厚度下，采用放大
9、生产压差的采油方式将获得较高产能，会提高油层动用状况。 4.实施效果 河 14 断块在深化油藏研究基础上，通过综合治理，控水稳油，扭转了高含水期产量大幅度下降的局面，取得了明显的开发效果。 4.1 日产油量上升，递减明显减缓 与 2009 年 12 月对比，2010 年 12 月日产油量由 150 t/d 上升到 222 t/d，增加了 72 t/d，自然递减由 28.62%下降到 20.19%。 4.2 水驱油效率变好，采收率提高，可采储量增加 综合含水由 2009 年 12 月的 90.5%下降到 2010 年 12 月的 85.7%，从水驱特征曲线上可以看出，随着开采程度的提高，采收率曲线向右偏移，对应采收率变大，可采储量由原来的 215104t 上升到 255104t，增加可采储量 40104t，最终采收率由 33.4%上升到 39.7%。
