梁家楼油田梁北区剩余油分布研究

杜玉涛

摘 要：通过本次研究，对梁家楼油田梁北区沙三中油藏储层非均质性及剩余油形成机理、分布规律进行充分认识，为进行提高采收率提供针对性技术支撑。同时也为该类油藏“三高”后期剩余油分布研究提供技术支持和经验参考。

关键词：梁家楼油田；分布研究；特点

1 简况

梁家楼油田位于东营凹陷中央隆起带的西南倾没端，西侧是博兴洼陷最深部位，其南以纯北大断层与纯化油田相接，为正常压力、高饱和度、中高渗透率构造岩性油藏。该油田自上而下共发育三套含油层系：沙二上、沙三中和沙四段，其中沙三中为主力含油层系，其分布广（含油面31.1Km2）、储量大（2868*104t），约占油田总地质储量的80.4%。该油田从南向北被断层切割成依次下降的6个含油台阶。本次剩余油研究工区为梁中梁23、梁38块，梁北区梁51、梁43-梁35及梁61，含油面积24.5Km2，地质储量1823*104t，分别占本次油藏描述的78.7%，63.5%。油藏工程研究范围为地质和剩余油认识程度最低的梁北区，该区位于油田最北部，包括4、5、6四个小含油断块（梁51、梁43-梁35、梁61）。梁北油区含油面积9.3Km2，地质储量710.2*104t，分别占本次油藏描述的29.9%，24.7%。砂体纵向上划分为两个砂层组12个小层，其中11、12、14、22、24这5个小层为主力小层，其一砂组储量占复算小层总储量的86.2%。

2 梁北开发区开发历程

梁北开发区自84年投入开发，其开发历程可划分为四个阶段。

2.1 弹性水压开采阶段

该阶段共投产油井16口，累积产油8.59×104t，阶段末日产油能力640t，采油速度5.0%，阶段采出程度1.2%，综合含水12%。

本阶段主要特点表现为地层能量下降较慢，产量递减小、但含水上升快。阶段末地层总压降为3.93Mpa，弹性产率低2.2×104t/MPa，平均单井日产油能力由初期的54t下降到阶段末的40t，含水上升率高达10%。

2.2 整体注水开发阶段

梁北开发区自85年9月开始实施早期整体注水开发，阶段累产油71.48×104t，阶段采出程度10.0%，综合含水49%。随着注采井网不断完善，油井增加，注水井排液生产提高了地质储量的动用程度，产能不断增加，阶段最高产能高达797.2吨；同时，通过投转注15口井，地层能量得到及时补充，阶段平均地层压力为26MPa，总压降为6.0Mpa，使油井含水上升速度明显减缓。

2.3 局部滚动产量稳定阶段

1990年以来，随着注水全面受效、92-94年于梁51断块区滚动扩边，有效地控制了产量递减，保持了以0.95%的速度开发油藏。阶段累采油35.35×104t，阶段采出程度4.97%，综合含水70.9%，地层压力稳定，总压降为5.27MPa。

2.4 产量递减阶段

自1995年元月开始，随油层水淹程度，产量明显递减。阶段累采油25.36×104t，阶段采出程度3.57%，综合含水84.6%，含水上升率为3.8%，地层压力稳中有升，总压降为4.05MPa。

3 油藏开发效果及评价

3.1 无水采油期分析

梁北开发区85年9月投入开发，实施早期注水开发，加之较活跃的边水能量作用，使油层产能高、水淹快，无水采油期短。共投产油井86口，其中有无水采油期的井50口，占总投产井的58.1%，无水采油量45.24×104t，无水采油期采出程度6.36%，80年代无水采油期最高为0.72年，远远低于低渗透纯化油田全面注水开发阶段的无水采油期2.23年。总之，该开发区是具较低无水采油量的高速开发油藏。

3.2 驱动方式及能量利用状况分析

油藏的驱动方式，也是油藏中排油的主要动力来源。从能量的补充方式来看，油藏的驱动方式主要分为两大类，一是有外部能量补充的方式；二是本身内能消耗的方式。外来补给驱动方式包括水压驱动，气压驱动；内能消耗包括溶解气驱动，重力驱动。一个油藏的驱动方式是油藏地质条件和开发中人工措施的综合结果，而不是由单一地质条件来决定的。更不是整个开发过程中固定不变的。若油藏采用人工注水方法补充能量，则油藏将会在水压驱动方式下开采。

研究区是被断层切割的依次下降的三个含油台阶（梁51、梁35-43-46、梁61-63），其能量驱动方式及利用状况各具特色，现分述如下：

（1）梁51块——弹性水压驱动方式

投入注水开发前，主要以弹性边水驱动为主，随着采出程度的提高，约占1.9平方千米的水体能量减弱，87年以后转化为人工注水开发，其87-91年间注入量大，水外溢明显，无边水能量驱动，92至目前注水量大大减少，边水能量有变活跃的趋势，地层总压降2.96 Mpa，为确保电泵井正常供液，应适当提高油水边界注水井的注水量。

（2）梁61块——人工注水驱动方式为主

该区块开发初期以天然水驱能量为主，随着油田开发指导思想从控水增油向提液增油的转变，油田注入水大幅度上升，自91年后，完全依靠注入水驱能量采油，而且外溢明显，地层压力为33.4MPa，高于原始地层压力，地层总压降为-2 MPa，实现了自喷生产。

（3）梁35块——天然边水驱动开发

梁35与梁46两块是被两条断层切而不断的一个水动力单元，其原始地层压力水平接近，分别为24.6 MPa、25.3 MPa，而且断层两侧注采对应受效明显，梁46-8注水量增大，梁46-13井动液面上升，产液量增加，静态断层封闭性研究已证明，这两条落断层为非封闭性断层。

3.3 含水上升规律

该开发区油层水淹快，不仅反映在无水采油期短、平均单井无水采油量低方面，而且从分析不同含水开发阶段可见，随着油田开发时间的延长，注入水水质差使注水井井况日渐变差，导制注采井网不完善，加之储层强非均质性及较活跃的边水影响，使注采调配难度大，水淹面积愈来愈大，油井含水上升快，即使目前已进入特高含水开发阶段，含水上升率仍高达3.3%，远远高于该油田其它单元的含水上升率值。从含水与采出程度理论与实际对比曲线可以看出：各含水开发期，含水上升速度高于理论值，开发效果差；特高含水期，含水上升速度有所减缓，仍高于理论值，开发效果不理想

3.4 产量递减规律——衰减规律

研究区产量变化符合产量衰减规律，标志着水驱开发效果差。分析造成油井产量呈衰减规律的主要因素在于油藏性质，即一是厚油层内的层内非均质，二是原油性质属低粘度稀油品质。在弹性开采及注水开发初期，地层压力大于等于28MPa ，原油粘度大于地层水粘度，在较强边水能量作用下，边水渗流能力大于原油渗流能力，油层水淹快；在全面注水受效开发阶段，因油藏地层压力状况保持良好，为25-28MPa，原油粘度略低于地层水粘度，流体在已形成水包油的高渗透液流通道强非均质储层中流动，注入水必沿高渗透段窜流，使中低渗透层末动，高渗透层动用程度底，使水驱波及体积小。反映在产量变化上，油井见水后无因次采液（采油）指数急剧下降，低于1，当含水大于90%时，其无因次采液指数开始回升，但此时已错过了提液增油的最佳时机，因此产量递减快，水驱开发效果差。