东区沙二下油藏高含水后期井组精细注采调整潜力研究

毕玉帅

摘要：东区沙二下油藏已进入高含水开发后期、剩余油分布高度零散、稳产难度大，不断深化以井组为单元的老油田精细注采调整，通过完善复杂块注采井网，二、三类潜力层实施单注单采措施，达到挖掘平面、层间剩余油、增加水驱可采储量、改善水驱油藏开发效果的目的。

关键词：高含水后期、非均质性严重

一、项目概况

（一）油藏概况

濮城油田东区沙二下油藏位于濮城背斜构造东翼，南北长15Km，东西宽2Km，构造面积约12km2。油藏含油面积5.7Km2，石油地质储量799×104t，目前标定采收率39.67%，可采储量 317×104t。

东区沙二下油藏分为8个砂层组，油藏埋深-2600—-2890m，岩性主要为紫红色泥岩与浅灰色、浅棕色粉砂岩互层。顶部、底部岩性泥岩多，中部砂岩发育，含灰质增多，中部沙二下3、4、5砂组油层厚度较大，为主力含油层段。

（二）油藏目前存在的主要问题

1.多砂组笼统开采，油藏层间差异大、层间动用程度低

东区沙二下1-8油藏划分为8个砂层组50个流动单元，8个砂层组用一套井网笼统开采，含油井段长达220—290m，含油小层多，经过长井段多砂组多油层合采合注，造成层间矛盾突出，水驱动用程度降低。加上层间强烈的非均质性，造成目前层间吸水差异大：一类油层厚度大、连通性好、含水高、采出程度高;二、三类层由于高渗透强吸水层的干扰，动用程度低。

2.现有的技术手段不能完全满足二三类层挖潜的需要

现有的分注工艺技术对缓解层间矛盾有一定的作用，但由于控制井段和加强井段中，仍有一定的层间差异，目前的调剖工艺、分注工艺技术，不能完全满足开发需要。

（1）多级段的分采分注工艺目前无法实现。

（2）由于层间差异影响，分注工艺无法达到启动二三类层目的。

（3）井况恶化、油藏水驱控制程度低。

（4）由于构造复杂，岩性变化快，现有井网难以充分动用土豆状砂体。

二、井组精细注采调整潜力研究

（一）注采井组划分原则

以注水井为中心，将周围相关油井所构成的油田开发基本单元，划分为一个注采井组。

井组间的分界线可参考沉积微相划分，相邻井组处在同一相带时，分界线沿中线划分;相邻井组处在不同相带时，分界线沿两沉积微相界限划分。

对于复杂带独立小断块的几口油水井，能够建立起对应关系的可以划分为一个井组，以其中一口主要的水井定井组名称。

（二）井组精细数值模拟

目前油藏已进入高含水后期，剩余油分布高度零散。平面上，常规数值模拟技术无法精细刻画井间剩余油分布規律。纵向上，常规数值模拟技术无法满足油藏精细描述层系细分的需要。为了解决以上问题，我们在常规数值模拟研究的基础上，优选有利区域，实施局部网格加密，开展井组数值模拟。

（三）潜力研究成果

油藏目前共有注采井组16个，剩余可采储量36.4×104t，通过分析计算优选潜力12个，剩余可采储量10.8×104t。其中：单砂体挖潜井组2个，剩余可采储量1.8×104t;最小自然段挖潜4个，剩余可采储量3.2×104t;二三类层挖潜6个，剩余可采储量6.8×104t。

三、井组精细调整的做法和效果

（一）井组精细调整挖潜技术对策研究

1.压缩注水井段

精细注采工作挖潜的对象是有一定储量背景、能形成一定产能的次主力层以及水驱状况较差区域的主力层。每口注水井，通过挤堵封主要吸水层，将其它启动压力相近的注水层位组合在一起的方式，在启动压力相差不很大的情况下进行分层注水，从而有效精细控制注水。

2.主力注水层拉大井距注水

油藏对封堵完贼层的其它主力吸水层（井口启动压力低于15Mpa）的注水井，实施拉大井网（注采井距保持在300m以上）注水，并且控制吸水层最大注水强度控制到10m3/d以内。

3.充分考虑沉积相与储层展布，兼顾层间挖潜与平面完善

东区沙二下油藏储层平面变化大，非均质性严重，发育不稳定，纵向横向具有多变性。通过沉积微相研究发现，沉积微相控制了储层的发育和物性的变化，处在不同相带的储层物性变化较大，特别是在各种沉积微相频繁过渡的区域，储层变化最大。在注水开发情况下，微相对剩余油的分布规律有十分重要的意义，剩余油富集在主力河道侧翼及相带变差的区域。在井组精细调整时，要强化水下分流河道注水，保持地层能量的基础上，优选河道侧翼储层，配套工艺集成技术，实施差异相带挖潜。

（二）层间精细挖潜的配套工艺技术研究

1.单层注水技术

分层注水经济实用，但在技术上也有限制。由于同管分注各水嘴间存在着干扰，分的层段越多，不仅井下装置越复杂，成功率也越低，调配一次，花的时间很多，油层过深，技术难度也增大，从实用的观点来看，使用比较方便的是二级三段。因此单靠分层注水完全解决多层砂岩油藏的层间干扰问题，也是不现实的。

因此当一口油井与多口注水井相连通时，油井见水或含水上升以后，要根据出水层位和来水方向的分析，加强该层位非主要来水方向的注水，而适当控制主要来水方向的注水，必要时甚至也可以停止该方向的注水。当一口注水井和多口油井相连通时，要综合考虑井组范围内各油井方向对注水量的要求，权衡轻重缓急，着重照顾最有利方向的注水要求。为此我们就舍弃高渗层，填砂打桥塞或注灰封堵，单注差层，见到了较好的效果。

2.油井卡堵技术（机械找水一体化管柱）

当油藏含水增加到一定程度，不仅见水层和来水方向都已增多，而且有的层含水已经很高。这时要精细研究各层，各井含水的差异，在进一步细分注水层段，控制高含水层注水的基础上，对于单纯依靠分层注水已难以有效调节的特高含水层，可以进行封堵，以减少这些层的干扰作用以及低效循环，提高注入水利用率。

机械找水一体化管柱是利用一趟管柱可完成找水、堵水、调层生产的工艺技术，它与传统的找堵水技术相比，具有找水、堵水、生产融为一体、找堵水开关采用液压控制方式、同一压力下可实现开关工作状态的转换，并可往复操作，不受换向次数的限制、找堵水准确、可靠，节约大量成本，大大减少作业费用和占产天数的优点。

四、认识与体会

1、在油田高含水开发后期，以井组精细注采调整为手段来实现储层分类开发，是实现油藏稳产和提高采收率的一项重要手段;

2、在相控理论的指导下，依据沉积相的差异性来优化组合注采井网，可以提高水驱效率。

特高含水后期，以井组精细挖潜为手段实现油藏产液结构调整，实现了降水增油。