中区西部高台子加密井网特高含水期剩余油挖潜方法探讨

2015-03-23张晶大庆油田有限责任公司第一采油厂第三油矿工艺队黑龙江大庆163000

化工管理 2015年30期

张晶（大庆油田有限责任公司第一采油厂第三油矿工艺队，黑龙江大庆 163000）

张晶（大庆油田有限责任公司第一采油厂第三油矿工艺队，黑龙江大庆 163000）

中区西部高台子加密井网已进入特高含水期开采，注入水低效无效循环严重。通过动、静态资料综合分析，寻找剩余油的富集区。针对不同储层沉积微相及单砂体的动用、水淹状况，优化各项措施。总结出开采过程的实践认识，解决影响因素，摸清单井潜力，大力推进精细分析，精细挖潜，精细测调，通过油水井的综合调整，使开发效果达到极限，为水驱特高含水期的“控水挖潜”工作提供一定的理论和实践依据。

剩余油分布；综合调整；水淹层

中区西部高台子加密井于2009年投入开发，由于加密井开发的目的油层多、油层物性差且临近高含水层，该区块基础含水高于预期含水，含水上升速度快，较短时间内就进入特高含水期开采。为进一步延长油田稳产期，实现“稳油控水”目标，必须弄清剩余油分布特征，适时采取措施挖潜方法。

1 基本概况

中区西部高台子位于萨尔图油田萨中开发区中部，北起中三排水井排，南至中七排水井排，西起108#、121#断层与西区相邻，东至112#、126#断层与中区西部相连，含油面积9.04km2，总地质储量4876.6×104t。

为缓解储采失衡的矛盾，完善注采关系，提高剩余油动用程度，该区块于2009年进行加密调整。现共有油水井370口，注采井数比为1：1。

2 剩余油分布特征及原因分析

2.1 剩余油分布特征

目前中区西部高台子高Ⅱ组油层有11个沉积单元采出程度大于40%，动用程度高，有15个沉积单元采出程度小于30%，动用程度低，其余8个沉积单元采出程度在30-40%之间。高Ⅲ油层有有17个沉积单元采出程度大于40%，动用程度高，6个沉积单元采出程度在30-40%之间。

2.1.1 油层厚度与剩余油量呈反趋势

高台子有效厚度大于1.0m油层动用状况较好，三次吸水有效厚度比例达到50%以上，未吸水砂岩厚度仅为3.8%。有效厚度小于1.0m油层动用状况相对较差，三次吸水砂岩厚度比例为25%左右，只有一次吸水和未吸水砂岩厚度占42.2%。可以看出，厚度越小，吸水比例越低，剩余潜力主要集中在有效厚度小于1.0m油层及表外储层。

2.1.2 薄差油层剩余潜力大

高台子油层钻遇有效厚度96.4m，水淹层总有效厚度比例达到97%，中、高水淹层有效厚度比例为90.2%，低、未水淹层有效厚度比例为9.7%。其中，有效厚度0.5m以上油层均100%水淹，水淹较严重；有效厚度小于0.5m的油层高水淹有效厚度只有7.4%，仍有44.4%低、未水淹有效厚度，说明有效厚度小于0.5m油层现井网水驱动用状况差，水驱剩余潜力较大。

2.1.3 表外储层是剩余油的富集处

高台子油层砂岩水洗厚度达到62.7%，有效水洗厚度达到86.6%。有效厚度大于等于0.5m的油层已层层见水，水洗有效厚度比例达到92.9%，有效厚度小于0.5m的表内储层水洗有效厚度为77.6%，表外储层只有31.3%的砂岩厚度水洗。水洗段驱油效率虽然达到了42%左右，但采出程度仅34.5%，仍有一定的剩余油潜力。

2.1.4 射开层数多，层间干扰严重，有剩余油存在

中区西部高台子层间干扰剩余油，由于注水井处于差油层或表外层位置，受层间干扰单层吸水差或不吸水，平面上井组内部存在剩余油。

2.1.5 非主流线区域内仍有少数剩余油分布

由于原井网注采关系已形成多年，原主流线上的剩余油已较少，非主流线区域内的剩余油丰富。

2.1.6 井网控制不住、断层遮挡、注采不完善井区有剩余油分布

井网控制不住型剩余油，平面上分布在零星分布的朵状或窄条带状砂体，由于砂体规模小、井距大、井网难以控制形成剩余油。另外，还有少数因断层遮挡或注采不完善形成的剩余油，但分布零散。

2.2 原因分析

2.2.1 物性差异是决定剩余油分布的关键。物性好的先驱替，先水洗，剩余油少；物性差的后驱替，后水洗，剩余油多。

2.2.2 多旋回沉积、多相带组合，使薄差层成为剩余油的存储地。