稀油双高开发后期剩余油研究

郝少勤

摘要：曙4714块是一个投入开发40余年的稀油区块，水驱开发效果较好，目前已进入双高开发阶段，区块整体采出程度达到28.3%，平面上水驱控制程度达到达到85%以上，强水淹区域达到75%以上；纵向上动用程度达到85.3%。尤其是主体可采储量采出程度94.1%、综合含水86%。但受井網完善程度及各油层组连通程度影响，平面及纵向动用程度仍存在一定差异。本次通过进一步精细地质体研究、开发效果评价、产能影响因素分析，明确区块局部仍存在剩余油，具有一定调整潜力。

关键词：双高开发；高含水；剩余油研究；井网调整

1概况

曙4-7-14块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，曙四区北部，为曙四区一个次级断块，开发目的层为沙四段杜家台油层，油藏埋深1200-1600m，含油面积4.6km2，地质储量593×104t。杜家台油层纵向上划分为杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ等3个油层组，其中杜Ⅱ8-11为本区主力油层。

曙4-7-14块自投入开发以来共经历三个开发阶段，即上产阶段、稳产阶段、产量递减阶段。截止2017年底区块共完钻杜家台油层各类井82口，已报废13口（油井5口、注水井8口）。目前采油井42口，开井26口，日产油35.9吨，平均单井1.4吨，含水87.2%，累产油168万吨，采油速度0.17%，采出程度28.3%，可采储量采出程度82.3%；注水井27口，开井16口，日注水530方，累注水602方，累注采比1.09。

主体区域含油面积3.6km2，地质储量484×104t。目前采油井39口，开井25口，日产油34.2t，含水87.6%，采油速度0.23%，累产油156.6万吨，采出程度32.4%，可采储量采出程度94.2%；注水井23口，开井16口，日注水500m3，累注水588万方，累计注采比1.08。

2、水驱特征研究

平面上水驱见效方向主要受沉积相带、及井网井距影响。一是注水见效方向以河道为主，但河道侧翼仍能见到一定的水驱效果。其中河道方向油井见效率达到78.1%，河道侧翼油井见效率46.6%。二是与井网完善程度有关。主体部位注采井网完善，井距200-250m，水驱控制程度90%以上，注水见效以双向及多向见效为主。

纵向上水驱见效以主力层杜Ⅱ8-11为主。受油层发育及连通状况影响，纵向上主力油层水淹严重。主力油层杜Ⅱ8-11平面连通程度达到95%以上，动用程度达到86%，其它油层平面连通差，动用程度相对较低，在40%以下。

3、水淹状况研究

因不同区域不同砂岩组间的水驱状况不同，各油层组及砂岩组间水淹状态也有所不同。

杜Ⅰ组受油层发育连续性差、厚度薄、吸水能力弱影响，仅在局部区域水淹。杜Ⅱ1-4、杜Ⅱ5-7局部发育，以弱水淹、未水淹为主。杜Ⅱ8-11连通程度高，整体上强水淹，仅在井网不完善、断层遮挡等区域存在中淹区。杜Ⅲ组边水发育，受边水侵入影响，从构造低部位到高部位水淹程度依次减弱。

4、剩余油分布特点

区块主体部位水淹严重，剩余油高度分散，但局部剩余油富集，具有剩余油挖潜的潜力。主要可分为井间滞留型、井网不完善型、断层遮挡型等3种类型。

4.1 井间滞留型

受注采井网控制，局部注采井距大，注水井井间水淹程度低，剩余油富集。

曙4-7-0019、曙4-7-18井区：注水井井距375m，对周围油井见效明显，但注水井井间无受效通道，为剩余油富集区。

4.2 井网不完善型

受套坏影响，局部井网不完善，有注无采，存在低水淹区。

曙4-8-014井邻井有6口注水井，目前全部关井，其中1口井套坏。曙4-8-014井未见到水驱效果，该井投产同期注水井2口，但受出砂影响，未见到水驱效果。

4.3 断层遮挡型

受断层封隔作用，断层附近存在低水淹区，剩余油富集。断层同侧注水见效明显。受断层遮挡影响，断层两边注水不见效。

5、井网调整研究

按3种剩余油类型，共部署新井14口（更新井3口、调整井11口）。其中井间滞留型6口、井网不完善型1口、断层遮挡型7口。

5.1 井间滞留型

以曙4-07-018井为例。

井区预计油层厚度10m，控制地质储量4.8×104t，采出程度16%。

井区生产过杜家台层位井4口：初期日产油57.8t，平均单井14.5t。目前开井1口，日产油0.8t。累产油11.2×104t，平均单井2.8×104t，累产水31.0×104m3，平均单井7.8×104m3。注水井2口：目前全部开井，日注90m3，累注61.8×104m3。

区域两口注水井井距375m，日注水90吨，累注水61.8万吨。 注水井对周围油井见效明显，但注水井井间无受效通道，部署区域水淹程度低。

5.2 井网不完善型

曙4-8-K014井区域含油面积0.25km2，地质储量42×104t。完钻井数9口，投产8口，投注1口。目前共有采油井3口，开井2口，日产油1.5t，累产油8.2万吨，采出程度19.5%；注水井6口，目前全部关井，累注水60.5万方，累计注采比2.80。

区域井距在210-400m。目前3口油井，套坏待更新1口；6口注水井开井全部关井，其中套坏1口。区域平均油层厚度14m。井区生产过杜家台层位井8口：初期日产油101.5t，平均单井12.7t。累产油8.2×104t，平均单井1.0×104t，累产水12.1×104m3，平均单井1.5×104m3。油井普遍具有较高产能，但受出砂影响，有3口井套环。

区域有2口注水井明显见效。曙4-8-0014井主要受曙4-8-16井注水见效，产能稳定，阶段产油1.4×104t。该井投产同期注水井2口，但受出砂影响，水淹程度较低。

5.3 断层遮挡型

区域含油面积0.78km2，地质储量133×104t。历史上完钻各类井14口，投产油井14口，后期转注6口。目前共有采油井8口，开井4口，日产油2.2t，累产油27.0万吨，采出程度20.3%；注水井6口，目前开井3口，日注190m3，累注水123.4万方，累计注采比1.32。

从区域水驱效果看，断层具有明显的封隔作用。断层附近水淹程度较低。区域油层具有一定厚度，部署区域平均油层厚度14.3m。

区域生产过该层位邻井13口，初期单井平均日产油12.8t。累产油26.9×104t，平均单井2.1×104t，累产水62.2×104m3，平均单井4.8×104m3。油井普遍具有较高产能，但受出砂影响，4口井不能正常生产。

区域有5口注水井明显见效，仍具有一定的注水潜力。

6、取得认识

尽管区块已开发40余年，处于双高开发后期，但通过观念创新，重新认识地质体、产能评价尤其是精细注采见效关系研究，精雕细刻，准确描绘剩余油分布，是处于开发后期的稀油老区井网调整挖潜的基础。该区块井网调整的成功对同类区块剩余油挖潜具有借鉴意义。