高21沙三下单元分层系开发提高采收率

2016-10-13朱洪昌中石化胜利油田分公司油气开发管理中心山东东营257022

化工管理 2016年12期

朱洪昌（中石化胜利油田分公司油气开发管理中心，山东东营257022）

高21沙三下单元分层系开发提高采收率

朱洪昌（中石化胜利油田分公司油气开发管理中心，山东东营257022）

高21块为特低渗透稀油构造岩性油藏，边底水能量弱，主要依靠弹性和注水驱动。注采不对应，井网未控制区域剩余油富集，储层展布及裂缝方位也对剩余油分布有一定影响。通过开展数学模型研究、储层渗流规律及剩余油分布规律研究，为油藏的下步调整提供了新的思路，对于提高该类油藏的采收率具有一定的借鉴意义。

低渗透；数值模拟；剩余油分布；采收率

1　区块概况

高21块位于山东省高青县东部，区域构造位于东营凹陷博兴洼陷西北部、正理庄～樊家鼻状构造带西翼，大芦湖油田的西南部，西邻高青油田。为具有边水的常温常压低孔特低渗稀油构造岩性油藏。该块构造面貌单一，为一西北低东南高的鼻状构造，地层倾角3～6度，西部陡，东部缓。

高21块含油面积1.6Km2，地质储量80×104吨，可采储量12×104吨。含油层系沙三下9砂组，油藏埋深3150～3300m。储层岩性主要是灰黄色粉砂岩。平均孔隙度为15.7%，平均渗透率为4.1×10～3μm2，沙三下9砂组主要发育两套主力层，92层和93+4层。92层计算含油面积0.95km2，平均有效厚度6m。93+4层确定含油面积0.86km2，平均有效厚度15m。高21块沙三下储层为三角洲前缘亚相沉积，其物源来自于青城凸起或青城凸起较远水系。

2　调整前开采特征及主要开发矛盾

大芦湖油田高21块自1999年10月正式投入开发，2004年11月转为注水开发，到目前已有11年的开发历史，根据区块开发特征及主要开发调整工作，可以将其划分为3个开发阶段：1999年10月～2004年10月，弹性试采开发阶段；2004年11月～2007年1月，转注水开发阶段；2007年2月～目前，综合调整阶段。

调整前开油井8口，开水井3口，日油水平51吨，日注能力69吨，综合含水42.4%，平均动液面1918米，累积产油量14.2万吨，累积产水量2.51万吨，采出程度17.75%，采油速度1.23%，月注采比1.27。

调整前区块的主要开发矛盾：

（1）层系适应性差

92、93+4层储量分别为32万吨、64.8万吨，而且从试油试采情况来看，各层系均有较高的产能，而目前高21块只生产了93+4层，92层储量没有动用，因此目前一套层系不适应油藏开发的需求。

（2）注采井网完善程度差

地层能量保持利用状况差，单井液量低，高21块目前地层压力保持在16.2MPa，地层总压降为15.3MPa，能量保持状况较差。

3　提高采收率对策

3.1油藏数值模拟

本次研究的目的层为高21块沙三下的5个小层，即：21、22、 23、31、32。根据油藏构造、地层变化特点和方案优化的需要，建立全区数值模拟网格模型。平面网格步长为20×20米，网格方向与地应力方向一致，同时为了精确模拟油层开发特征，为层内挖潜提供技术支持。

3.2剩余油分布研究

由于区块构造形态单一，边底水能量弱，同时区块水井注水量少，运用模型对高21块剩余油分布规律进行分析：

（1）注采不对应，井网未控制区域剩余油富集

由于2砂体无井生产，目前基本上处于原始状态，剩余油富集程度高；同时，从3砂体的剩余油分布来看，由于储层物性差，多个注采不对应及油藏边部无井控制区域储量未得到有效动用，剩余油也相对富集。

（2）受储层展布及裂缝分布的影响

总体上沿着储层展布的方向及人工裂缝方向上水淹严重，其他区域水淹较轻。平面上，剩余油主要分布在断层附近、非主流线上的滞油区和井网未控制的边角区域。层间主要受储层物性和射开程度影响，93+4砂体顶部各小层射开程度高、物性好，水淹较重，剩余油饱和度相对偏低；93+4砂体中下部储层物性较差，射开程度也低，水淹较轻，剩余油饱和度高。

根据以上认识，采用分两套层系开发，油井细分层系开发，水井两套层系分注，在经济效益最优化基础上能够最大限度提高油藏最终采收率。

4　方案部署及实施情况

4.1方案部署情况

高21块两套层系部署总井20口，其中油井15口，水井5口，新钻井9口（油井7口，水井2口），利用老井11口（油井8口，水井3口），钻井总进尺2.95万米，92、93+4层新井平均单井日油分别是6.5吨、6吨，分别新增产能为0.8万吨、0.5万吨，合计高21块新增产能1.3万吨，平均单控储量6.0万吨。