东辛油田辛23多类型储层油藏差异化开发

周静

摘 要：东辛油田辛23断块纵向上含油层系多，包含多种储层类型，层间地质参数及开发规律差异大，导致层间干扰严重，开发效果变差、稳产基础薄弱。针对这一状况，对根据地质和开发因素综合评价，进行储层分类，对每类储层采取适应的开发技术，进行单层水平井开发、相似组合划分层系等方法，并采取不同的注采强度设计。实施后有效减缓了层间差异，提高各类储层处理动用程度，采收率获得大幅提升，对同类型油藏的开发具有指导意义。

关键词：差异化开发;多沉积体系;开采规律;水平井

1 油藏地质概况及开发简历

东辛油田辛23断块位于山东省东营市境内，构造上处于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带东段辛镇长轴背斜北翼，含油面积3.2km2，地质储量717×104t。

滨浅湖相：发育于沙一段1-6砂组、沙二段1砂组。曲流河相：发育于沙二上2-3砂层组，又划分为：主河道砂坝、天然堤、泛滥平原等微相。三角洲平原：发育于沙二上4-7砂层组，又划分为：分流河道、天然堤、心滩、分流间湾等微相。三角洲前缘：发育于沙二下8-稳砂层组，又划分为：水下分流河道、水下分流间湾、河口坝、远砂坝、席状砂等微相[1]。原油地面相对密度0.90g/cm3，原油地下密度0.829g/cm3，原油地面粘度188MPa.s，原油地下粘度7MPa.s，油层原始地层压力：23.11MPa，饱和压力：6.1 MPa，属于属于常温、常压、低饱和、稀油、中高渗透的断塊油藏，具有多套油水系统，油水关系复杂。

辛23断块1968年投入开发，分5个开发阶段：①天然能量开发阶段（1968年-1984年）。1968年3月，辛23井试采日产油53.5t。至1984年末共投油井17口，阶段末开12口，日液639方，日油372t，综合含水46.4%，采出程度8.7%，表现出主力油层天然能量充足的特征;②初期注水及井网加密阶段（1985年-1987年）。采取低注高采的井网形式，对主力油层进行注水开发，地层能量有所恢复，但含水上升快稳产期短。阶段末开油井13口，日液1589方，日油201t，综合含水87.6%，开水井7口，日注820方，采出程度13.4%;③一次分层系开发阶段（1988年-1994年）。单元划分为沙一6-沙二3、沙二4-11、沙二12-稳三套层系开发，储量动用程度有所提高，实现了阶段稳产。阶段末开油井31口，单元日液4669方，日油286t，综合含水93.9%，开水井18口，日注3464方，采出程度23.1%;④细分层系开发阶段（1995年-2002年）。重新细分为沙一6、沙二1-3、沙二4-11、沙二12-14、沙二15-稳1、沙二稳2-稳3六套层系开发，继续保持了高速开发，但后期主力层含水较高，油井逐步卡封高含水层。阶段末开油井35口，单元日液1602方，日油168t，综合含水90%，开水井21口，日注2848方，采出程度33.4%;⑤注采调整、控水稳油阶段（2003年-2010年）。利用措施以及零散井加大层间非主力层潜力挖掘，虽有效控制了含水，但储量动用程度大幅下降，特别能量充足的主力层，稳产风险高，目前开油井31口，单元日液1553方，日油146t，综合含水90.6%，开水井19口，日注1142方，采出程度36.9%。

2 存在的问题

2.1 层系内部层间差异大

层系划分采取相邻以砂层组为单位划分原则，由于纵向各层沉积特点不同，导致储层物性差异大，六套开发层系中，沙二1-3渗透率级差为10.4，沙二12-14渗透率级差为4.2，沙二15-稳1渗透率级差为6.3，超过层系划分的界限标准，导致层系内部吸水状况、能量状况及储量动用状况差异大，层间干扰严重。

2.2 当前储量动用程度低

开发初期以物性好、能量充足的油层动用为主，含水上升后逐步转向物性相对低的油层生产，导致主力油层储量损失严重。单元累计储量动用程度可达86.9%，但是目前储量动用程度61.2%。

2.3 井网井型适应性差

沙二稳三角洲前缘沉积相沉积，发育厚油层同时兼互相对薄油层，原井网考虑多油层利用直井或斜井同时开发，但是水淹规律厚油层水淹为底水锥进、薄油层为边水推进，一方面直井开发厚油层底水锥进影响含水上升快，井间剩余滞留区动用效果查;另一方面厚油层含水上升干扰薄油层潜力发挥。

3 储层分型开发思路及设计

3.1 储层差异化分型

根据不同沉积环境下，储层厚度、渗透率、砂体展布等不同，导致水淹规律的差异、井网适应程度差异，综合运用吸水剖面测试、新井多功能解释、饱和度测井等资料，进行储层类型划分：I型储层砂体厚度大（>20m），储层物性好，天然能量强，以底水驱动为主，水淹规律表现为底水锥进，井间滞留区富集剩余油;II型层状油藏砂体厚度小，一边水驱动为主，其中II-1型储层物性好，吸水能力强，采出程度较高，水淹规律表现为舌进;II-2型储层物性相对较差，由于合注合采受I-1型干扰，地层能量供应不足，储量动用程度相对较低;III型储层油砂体较小，连通性差，不能形成完善的注采井网，储量动用状况较差。

3.2 差异化开发思路

在储层类型划分的基础上，根据水驱特征和剩余油分布规律，不同类型油层采取不同的井网方式和注采强度，对于I型厚油层实施单层水平井开发，在剩余富集的滞留区部署水平，控制底水，底水能量充足可以利用天然能量驱动，无需人工注水;对于II型薄油层按照“同类型、相邻近”的原则进行层系细分，II-1型与II-2型实现分层系开发，在同一类型的基础上进行跨空间组合，II-1型选用斜井井型大井距注采，地层能量略有亏空，采取0.7-0.8的注采比，地层能量稳步回升;II-1型选用斜井井型小井距注采，地层能力压力水平低，需要强化注水，初期恢复地层能量注采比为1.1-1.3，能量恢复后稳定注采比为0.8-0.9;III型储层由于油砂体较小、连通性差，无法形成单独注采井网，采取就近挂靠的原则与II型油层组合层系。

3.3 差异化开发技术界限

同一开发层系渗透率级差应控制在3以内;同一开发层系原油粘度级差控制在2以内;同一开发层系内的油层厚度不超过12m;同一开发层系内主力含油小层一般小于3个;同一开发层系内主力含油小层分布形态和面积相近;同一开发层系内油层较集中，对开采方式要求基本相同;同一开发层系各小层压力系统相近。

层系重组可行性研究：由于辛23断块纵向各含油小层原油粘度相近，根据渗透率细分，将沙二12小层划入沙一层系，沙二12小层与沙一段主力层含油面积叠合性较好，同时将沙二1-3层系底界划到沙二5砂层组（即沙一至沙二12层系和沙二13-5层系）。原沙二12-14、沙二15-稳1、沙二稳2-3三套层系结合储层物性等因素可实施重组;一类储层厚层底水，天然能量强，不需人工注水，实施单层开发;二类储层渗透率级差1.7，Ⅱ类层平均启动压力在5-6MPa;三类储层渗透率级差1.94，Ⅲ类层平均启动压力在8-10MPa。

3.4 差异化开发设计

按照以上思路原则，I型沙二稳11、22、31利用水平井单层开发，II型层系划分为沙二12-稳Ⅱ-1类、沙二12-稳II-2类、沙二6-11Ⅱ-1类、沙二13-沙二5II-2类、沙一-沙二12Ⅱ-1类层系，III型沙二12-稳Ⅳ类储层就近挂靠。根据设计，部署方案设计新井21口（采油井16口、注水井5口），利用老井44口（采油井26口、注水井18口）。

3.5 开发效果

采取储层分型采取针对性开发策略后，效果明显变好：①产量大幅度上升，日产油量由145t上升到231t，采油速度由0.61%上升到0.97%;②含水上升速度得到明显控制，综合含水率由90.5%下降到87.7%;③地层能量逐渐恢复，动液面深度由923m上升到886m;④采收率大幅提升，断块整体采收率由42.6%提高至47.7%，提高5.1%。

4 结论

①根据储层地质参数以及开发规律等因素，全面对储层进行评价，借助吸水剖面测试、新井多功能解释、饱和度测井、分析化验等资料划分储层类型，根据每类储层的特点，制定更加有效的开发策略，实现了层系井网的适应性的提高;②同类型储层跨空间组合，按照相似的原則进行层系划分，大幅降低了储层渗透率级差，减缓层间干扰，解决了潜力层释放潜力、强化层提高效率。

参考文献：

[1]程世铭，张福仁等.东辛复杂断块油藏[M].北京：石油工业出版社，1997.