林樊家油田林东块剩余油挖潜对策研究

摘要：林东块位于林樊家油田东部，东为尚店油田，南为林南大断层，西与林中9块相接，北靠林102块，主要含油层系为馆陶组。平均地面原油粘度318mPa.s，地下原油粘度44.7mPa.s，是受岩性控制的薄层、常规稠油、浅层出砂的高孔高渗构造-岩性油藏。1986年投入開发，经过多年水驱开发层间矛盾日益突出，小层动用不均衡，加之易出砂造成井况问题突出，动态井网不完善。本次研究主要基于精细地质研究的基础上建立以单砂体为基础单元的三维精细地质模型，对储量、采油量、含水率、压力等进行了历史拟合，直观研究剩余油分布规律，根据剩余油分布状况结合生产中实际问题研究剩余油挖潜对策，为高效开发油藏提供有力依据。

关键词：浅层出砂油藏;层间矛盾;数值模拟;剩余油;挖潜对策

引言

林东块位于林樊家油田东部，东为尚店油田，南为林南大断层，西与林中9块相接，北靠林102块，含油层系为馆陶组，主力开发层系Ngx45～Ngx47砂组，含油面积8.8km²，上报石油地质储量734×10⁴t。是受岩性控制的薄层、常规稠油、易出砂的高孔高渗构造-岩性油藏。1986年投入开发，从天然能量开发转为注水开发，由于是正韵律储层，底部高渗层动用程度高，层间矛盾日益突出;加之易出砂造成井况问题突出，动态井网不完善平面矛盾日益突出，开发效果日益变差。

1 开发中存在的问题

根据油田开发特征，可将油田开发历程大致划分为以下三个阶段：

（1）天然能量开发阶段：1986年林东区块投入开发，初期采用正方形反九点法井网布井，井距350～500m，该阶段共投产油井34口，单元日油水平达到269t/d，阶段累积采油7.6517×10⁴t，阶段末含水0.8%;

（2）注水开发阶段（1987.07～2010.01）：1987年7月开始注水开发，初期，转注水井4口，月注入量0.23×10⁴m³，月注采比0.27;末期，注水井增加至20口，月注入量1.76×104m³，月注采比0.9，动液面明显回升。阶段累产油106.1246×10⁴t，累计注入量305.7056×10⁴m³;

（3）加密调整，重建井网阶段：该阶段油井开井数增加至70口，注水量相应增加，注采比维持在0.75左右，油井产量有效提高，阶段累产油47.3×10⁴t，阶段末含水78.62%。

目前开发面临的问题：（1）由于油水井井况问题造成部分井区地质储量和水驱控制地质储量失控;（2）是目前地层压力水平保持较低，林东原始地层压力10.44MPa，目前压力8.1MPa，压降2.34MPa，压力水平保持在77.6%，平均液面723m，动液面较深;（3）同时由于储层非均质性和井距影响，造成层间动用不均衡以及部分边部和物性差的或注采不完善井区注采不见效。

2 剩余油分布研究

2.1 平面剩余油分布

平面剩余油受储层物性、井网完善程度和构造多重影响。其中主河道沉积中心原始储量大、物性好、水淹严重，剩余油仍富集;河道侧缘岩性细，水驱效果相对差剩余油富集;注采井网不完善，井距大、相邻油井/水井之间油层水淹轻，剩余油富集，以及物性差的非主流现方向剩余油富集。构造高部位，剩余油富集，构造低部位水淹严重。

Ngx45砂体分布面积小，且较散，存在注采井网不完善等问题，水淹程度低，但原油储量小，储量丰度低。Ngx46～Ngx47主力小层物性较好的区域往往形成注采优势通道，水淹较严重。但是由于储量丰度大仍是下步挖潜的主力区。

2.2 纵向剩余油分布

1、层间剩余油分布

根据分小层采出程度统计结果表明，主力层Ngx45²、Ngx46²、Ngx47²采出程度最高，平均超过17%，非主力层Ngx41、Ngx43、Ngx44采出程度最低，平均只有5%左右。分析层间动用差异与小层物性相关，分小层来看，自上而下，储层物性变好，采出程度也相应变高。从单井剩余油饱和度资料分析层段内油层动用差异也较大，Ngx47动用较好，其它层动用差。从剩余储量以及剩余油饱和度的角度来看Ngx46～Ngx47仍是下步挖潜的主力区。

2、层内剩余油分布

由于重力分异作用及本区原油较稠，导致小层的底部水淹严重，顶部剩余油富集，目前所有小层的顶部剩余油均好于中底部。

3 剩余油挖潜对策研究

根据剩余油分布研究结果，主要针对主力层Ngx46～Ngx47的油井利用数值模拟技术寻求剩余油挖潜对策，进一步加强剩余油动用程度，改善区块开发效果，同时降低措施风险，提高措施成功率。

3.1 分层调配注水量控水稳油

LFLN3N9井组面临的主要开发问题就是油井含水率上升速度快，采用的分层注水，分两层注水，配注量分别为20m³，井组含水率在85%以上，尤其是LFLN4N9井含水达到了90%以上居高不下，从剩余油饱和度图上也可以看出，同时LFLN2-09由于多向受效含水也逐步上升，因此采取重新分层调配。将两分注层段由原来的20m³降至10m³。

2017.1.4日进行注水量调整，在数值模拟中进行预测，预测结果与实际趋势较为一致，降低注水量后，液量保持平稳，含水下降，日油量稳中有升，达到预期效果。

3.2 补孔分注提高层间动用程度

LFLN4X07水井原注水层位为Ngx45～Ngx46小层，采用笼统注水方式，日注量为10m³，后根据剩余油分析可得Ngx47小层该井组剩余油富集，尤其是LFLN3X09井周围剩余油饱和度较高，因此对该层进行补孔，补开油层3.8m，同时改用分层注水的方式，上段配注10m³，补孔段配注15m³进行注水。2017年3月22日大修结束开井生产，该井组周围共对应5口生产井，以原生产制度进行生产，从图5.6中可以看出数模预测结果和实际生产结果趋势较为一致，措施实施后井组产液量稳步提升，平均日产油量在20t/d以上，措施见效。

3.3 油井转注补充地层能量

根据剩余油分布可以看出以LFLN4-11井为中心，周围剩余油较为富集，但是地层能量亏空，没有注入水补给，因此将原设计水井LFLN4-11进行转注，完善注采对应关系。2016年7月18日该井进行转注，转注后LFLN3X09井受效，最高日油量达12t/d。

3.4 零散井挖潜完善动态井网

根据剩余油分布和井网完善方案综合分析，由于在主力层区域LFLN5X9井周围剩余油富集，因此设计部署油井LFLN5X07完善井网。由于对剩余油的精准掌握，该新井投产后，见到较好的生产效果，实际生产效果与预测效果吻合度较好，日液20m³，日油10t/d。

4 主要开发效果

通过零散更新井逐步完善井网和单井挖潜措的施综合实施，为提三率夯实稳产打下坚持基础，同时提高水驱质量，遏制变差的开发趋势，达到平稳生产，其中油井措施实施6口井均有效，年增油0.6025万吨。

参考文献

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[3]陆建林，李国强，樊中海等. 高含水期油田剩余油分布研究[J].石油学报，2001，22（6）：48～52.

作者简介：战菲（1985-）：女，现在胜利油田分公司滨南采油厂地质所从事油田开发和管理工作。

（作者单位：胜利油田有限公司滨南采油厂）