濮城油田沙三中6-10油藏剩余油分布研究

李大钦

摘要：濮城油田沙三中6-10油藏水驱动用层度低，层间动用差异大，随着开发时间的延长事故井逐渐增多，水驱控制、动用层度下降，剩余油分布难以识别，导致开发效果逐年变差。

关键词：濮城油田;剩余油挖潜;油藏开发

1 油藏的基本概况

（1）濮城油田沙三中6-10油藏位于濮城背斜构造的东翼，为一北北东向的长轴半背斜构造，含油层位为下第三系沙河街组沙三段沙三中6-10砂层组，细分为27个含油小层，油层埋藏深度-3180～-3630m。含油面积10.1km2，平均有效厚度13.9m，石油地质储量734×104t，标定采收率17.4%，可采储量127.7×104t。

（2）储层特征

沙三中6-10油藏平面上连通性局部好、整体差。物源方向来自于东北和东南两个方向，砂体分布由北往南逐渐变薄变差，部分砂体在南部尖灭，中部、南部连通性差，北部油层厚度大，连通性好。总体上，从北部往南部砂岩呈减薄趋势，北部砂岩百分含量达30%，向南砂厚变薄，层数减少，砂岩含量低于20%，有的砂层向南尖灭。

（3）开发历程

城油田沙三中6-10油藏于1980年发现，1983年投入试采。沙三中6-10油藏于1993年正式投入滚动开发，到2017年底已经历了25年的开发历程。

（4）开发现状

截至到2019年5月，沙三中6-10油藏共有油水井70口：油井41口，水井29口，注采井数比1：0.71。油井开井30口，井口日产液水平257.2t，日产油水平38.8t，综合含水84.9%，自然递减-2.0%，综合递减-8.2%，地质采出程度16.03%，采油速度0.16%，采液速度1.23%，水井开井23口，日注水量1262m3，月注采比4.74，平均动液面1953m。

2 油藏开发中存在的主要问题

2.1 层间非均质性强，动用差异大，精细挖潜难度大

沙三中6-10油藏储层层内非均质性较强，层内渗透率平均级差大于4，变异系数0.49，突进系数1.8;油藏多油层，长井段，层间差异大，长期一套井网开发，导致一类油层动用程度较高，二三类油层动用程度低。

2.2 平面矛盾突出，剩余油难以挖潜。

1、通过剩余油精细研究，分析总结出油藏主流线水淹方向，归纳出油藏水淹突进方向形成低效循环条带（同时也是泄压区），泄压区相邻的低压区（同时也是剩余油富集区），因得不到能量有效供应难以挖潜（形成低能弱水淹区）。

2、通过历史流线分析，刻画主力小层水淹图，总结油藏主水淹突进方向由东向西，形成低效循环条带。低效循环条带与地层倾角、物源方向一致。

2.3 井网适应性差，造成水驱效果差。

依据井网需要，确立影响生产的事故油水井总井数12口，损失地质储量120.01×104t，损失可采储量12.69×104t。2017年至今，新增事故井6口，主要以水井为主，造成井组能量下降，开发形势变差。

1、北部注采井网较完善，常规井网开发受低效循环条带影响，造成水驱效果差。

2、中南部注采井网不完善，油藏水驱控制、动用程度降低。

开发处于“双低”阶段：采油速度低（0.17%）、采出程度低（15.8%），沙三中6-10井网统计，事故井占总井数比为48%。

3 油藏潜力分析

3.1 储量动用情况

统计沙三中6-10各小层剩余可采储量与新钻井小层水淹状况，表明一类层水淹较强，二三类层水淹较弱，一类层相对采出程度高，但剩余可采储量仍最多。

统计一类层水淹情况，油层占59.78%，弱水淹层占63.4%，强水淹层占53.5%，相比较，二、三类中，油层占72.7%，弱水淹层占19.86%，强水淹层占7.43%，水淹较弱。

3.2 历史注采流线分析

进行井组精细评价，分析历史注采流线，对单井分水进行精细重分。通过理清历史流线，局部水淹情况得到重新认识。

3.3 油藏水淹情况分析

以水井为中心，逐个井组进行分砂组精细评价，进行水淹图绘制。

3.4 明确剩余油分布规律

沙三中6-10油藏总体上采出程度低，水驅动用程度低，一类层剩余油主要富集在井间条带分布，二三类层因动用程度低，局部富集。剩余油分布总体上可分为以下几种类型：

3.4.1 注采完善区剩余油

沙三中6-10油藏注采完善区剩余油仍然大面积连片分布，层间只有沙三中61.2，81.3.4小层采出程度相对较高。一类层剩余油主要富集在井间条带分布，下步可继续扩大注水波及体积，提高采收率。

3.4.2 断层高部位剩余油

油藏为濮67断层与东顷的地层组成的构造岩性油藏，形成了较多的近断层滞留剩余油。

3.4.3 弹性开采区剩余油

井况损坏区和注采井网不完善区，生产井靠天然能量开采。主要分布在油藏的南部和井况损坏井区。这部分储量可通过新钻注水井、老井转注、对应补孔措施改为注水开发。

3.4.4 透镜砂体剩余油

由于本油藏透镜砂体发育，难以形成注采关系，从而形成剩余油，此类剩余油主要分布在三类层中，部分可通过补孔零星挖潜。

4 结论与认识

1.加强基础研究，在明确油藏潜力的基础上，通过大修、转注、归位、层间调整加强潜力层动用，完善优化注采井网，提高水驱控制、动用程度，挖潜剩余油。

2.动态分析是一个不断认识、持续调整的过程。针对油藏不同阶段的突出矛盾，及时调整开发思路。

参考文献：

[1] 万仁傅.采油工程手册.北京：石油工业出版社，2000

[2] 方凌云，万新德，等.砂岩油藏注水开发动态分析.北京：石油工业出版社，1998