马20块剩余油分布研究及"二三结合"调整实践

2015-02-23徐晓东

地球 2015年10期

关键词：水淹断块井网

■徐晓东

（辽河油田公司兴隆台采油厂辽宁盘锦 124011）

马20块剩余油分布研究及"二三结合"调整实践

■徐晓东

（辽河油田公司兴隆台采油厂辽宁盘锦 124011）

双高期注水开发油藏如何提高采收率是所有注水开发油田亟待解决的问题。本文通过介绍在马20块"双高"开发阶段，转换开发方式，开展二三结合开发方式研究及部署，证明了"二三结合"的开发方式能够有效的改善区块开发效果，达到进一步提高采收率的目的。

双高期剩余油提高采收率

1 油田概况

1.1 地质概况

马20断块位于辽河断陷盆地西部凹陷兴隆台断裂背斜带中部，南邻马19断块区，北靠兴42断块区。开发目的层为下第三系沙一段下部油层。断块含油面积4.1km2，地质储量1100×104t。

1.2 开发现状

马20断块于1973年9月投入开发，经历了4个开发阶段：天然能量开发阶段；笼统注水、多层合采开发阶段；整体细分层系、综合调整阶段；高含水开发阶段。二三结合井网部署前，马20块共有油井26口；注水井14口。平均井距300米。断块日产油水平58t，综合含水90%。断块日注水平1510m3。断块目前主要存在以下突出问题：油层水淹严重，且不均匀，剩余油分布高度分散。分析2000年以来完钻的调整井和侧钻井的电测解释，结合试油、投产情况可以看出,水淹厚度占全部解释层的97.4%，其中强水淹层占全部解释层的76.0%，水淹状况很严重。所有小层均得到不同程度的水淹，水淹程度最弱的也有60%以上；水淹最严重的层水淹厚度达100%；绝大部分小层水淹达到90%以上，水淹程度在90%以上的小层数占总层数的80%左右。大部分小层强水淹层厚度达到50%以上，强水淹层厚度大于50%以上的小层数占总层数的80%。说明各小层水淹状况也比较严重。

2 项目研究及成果

2.1 储层特征精细认识

（1）单砂体沉积微相研究。该块兴隆台油层为一套近物源，短河流，沉降速度快的扇三角洲沉积体系。发育有扇三角洲前缘、前扇三角洲亚相、水下分流河道、河口砂坝、水下分流河道间、前缘席状砂、前三角洲泥微相。储层物性较好，为中高孔中高渗储层。孔隙度平均为21.6%，空气渗透率平均为2770×10-3μm2，砂体发育较好，分布也较稳定，平面上砂体迭加连片。本块砂体主要发育在断块西部，西部砂体厚度大，在90m以上；而东部砂体发育较差，砂体厚度薄，在80m以下。储层连通性较好，250m井距条件下油层连通系数85%左右。河道主流线易形成大孔道，水洗严重，边部及河道间则注水波及倍数相对低，剩余油相对富集。

（2）油层分布特征研究。平面上油层主要发育在构造高部位(断块西部)，其次为东部，而中部油层发育较差。单井油层有效厚度平均为36.2m，一般为10.6～70.0m，最厚94.0m，最薄仅4.4m，单层油层有效厚度平均为3.3m，最厚为16.4m，最薄为0.6m。在构造低部位为水层。纵向上油层发育在S1下6-11砂岩组。油藏埋深-2150m～-2300m。该块各砂岩组具有统一的油水边界，油水边界为-2300m。

2.2 油水运动规律研究

马20块采用边部低部位环状注水，注入水由低到高不均匀推进，注水量1924×104m3，油藏整体水洗倍数0.8倍，主要采用边部低部位环状注水，中低部位水洗倍数5-7倍。从测井曲线水淹状况以及沉积微相研究结果中可以看出：

（1）平面上注入水主要沿河道主流线方向快速推进。

（2）纵向上受重力作用，注入水主要沿厚层底部推进。

2.3 水流优势通道研究

应用地质研究成果、动态监测资料、油藏动态分析等对单砂体内注采井的流动关系进行研究识别，预测水流优势通道。水流优势通道主要为北东及北西两组，以北东向分布最多。

2.4 剩余油分布规律研究

结合以上基础资料分析，应用动态分析方法对马20块剩余油分布进行研究，得到以下初步认识：

（1）剩余油分布特征。①目前油层全部水淹，剩余油饱和度较高地区分布面积小，多呈零星分布，个别地区呈舌状。强水淹区多为带状、大面积连片分布[1]。②剩余油分布与注采系统密切相关。注采井网不完善或离注水井较远地区，剩余油饱和度较高；注采井网相对完善，则剩余油主要分布在河道侧缘及断层边角地区。

（2）剩余油分布类型。根据平面及纵向的水淹情况，将剩余油的分布特点分为以下3种类型：①构造控制型：这一类型主要是受构造因素的影响，原油集聚于构造顶部而又无开采井点所形成的剩余油。②注入水与断层控制型：主要是靠近断层附近无井采油，由于注入水与断层的遮挡作用所形成的剩余油[2]。③薄层砂控制型：主要是由于油层厚度薄、渗透率低、含油不饱满，在开发中生产井点少，或已射开生产，但受干扰，动用状况差所形成的剩余油。