断块油藏潜力分类评价体系研究

马晶 中石化胜利油田分公司勘探开发研究院

一、注采单元的划分与界定

综合考虑油藏地质因素、开发因素和管理因素，在断块油藏基本单元的基础上进一步细分为注采单元。地质因素包括油藏类型、储量丰度、流动系数、储层的非均质性、油层温度、孔隙度等。开发因素包括开发方式、开发阶段、井型、井网密度、注采对应等。管理因素包括补孔改层、调整工作制度和其它措施。注采单元的界定为：平面划分自然断块、纵向划分开发层系。将“具备一套注采井网进行开发的储集体”界定为独立的注采单元。

二、注采单元动静态特征分析

（一）地质特征分析

受大地构造背景影响，X 采油厂油藏类型多为与中央隆起带或通王断裂带的二、三级构造结合形成的构造油藏或构造—岩性油藏，油藏埋深1600-2700m，属常压稀油油藏。近年来呈现储量失控规模大、波及范围广、失控储量类型多样等特点。为此，本次研究从地质基础分析入手，分别对50 个断块基本单元进行摸底，综合分析各断块单元的构造、沉积和成藏特征，明确失控储量的静态成因以及对后期开发所产生的开发成因，从而对失控储量进行细化分类。

1.断层多、断块小且构造复杂

中央隆起带西段及通王断裂构造带是东营凹陷断裂最发育的地区之一，根据本区T2 构造层的不完全统计，全区共有断层407 条，其中Ⅱ级断层5 条，Ⅲ级断层101条，Ⅳ级断层301 条，平均每口井钻遇断点2.8 个，最多的达7 个，共切割大小318 个断块，其中大于1.0km2的断块只有34 个，大部分断块小于0.2km2。

2.纵向油层多，横向变化大，油水关系复杂

储层横向变化大，连通性差，纵向含油层系多，发育东营-沙四段五套含油层系，断块油藏85%以上的储量分布在窄屋脊和分流河道油藏，油气主要沿断层一线富集，一般油藏宽度仅100～300m，含油条带窄，最窄的不足50m；同时，受断层开启程度及沉积环境的影响，天然能量差异大。

3.储层物性较好，非均质性严重

储层物性较好，非均质性严重：储层孔隙度为20～31%，中高渗透，空气渗透率500～5000×10-3μm2，储层非均质严重，渗透率在层间和平面一般可相差4-13 倍，渗透率变异系数一般0.5-0.8。

4.原油物性好，常温常压系统

原油物性好，地面原油比重0.81-0.89g/cm3，地面原油粘度15-140mPas，地层原油粘度3-20mPas。东营组到沙一段地层水总矿化度在8000-17000mg/l，沙二段矿化度在20000-36000 mg/l，地层水水型基本为CaCl2型，原始气油比20-25m3/t。原始地层压力一般为19.8-23.6MPa，压力系数在1.0 左右，饱和压力6.6-9.4Mpa，地饱压差12.2-13.2MPa，油藏温度梯度2.9-3.3℃/100m。

（二）开发特征分析

1.天然能量特征

天然能量按照每采出百分之一地质储量地层能量下降值可划分为微弱、不充足、较充足、充足四个级别。X 采油厂据此标准划分情况

2.井网形式及剩余油分布特征

边外注水形式——

能量特征：天然能量充足-较充足；油水井距相对较大（400-700m），且注水井数少，人工注水只起到辅助作用。

剩余油分布特征：边水推进相对均匀，远离边水的构造高部位剩余油连片分布。

边缘或边内注水形式——

能量特征：天然能量不充足-微弱；需要依靠人工注水补充能量。

剩余油分布特征：边水舌进，水线推进不均匀，剩余油分布零散；仅井间、油水过渡带剩余油分布相对富集。

点状面积注水形式——

能量特征：天然能量不充足-微弱；主要依靠人工注水补充能量。

剩余油分布特征：受井网及非均质性影响，非主流线及物性较差部位剩余油相对富集。

三、注采单元潜力分类标准研究

（一）分类标准

综合考虑开发阶段、开采程度、能量状况、注采井网形式、可能的技术对策、经济有效性等因素，建立注采单元潜力分类的标准，分为四类注采单元：

1.一类注采单元：主力开发注采单元。主要集中在中高渗透率、厚度较大的层块。含水在90%-98%之间，采出程度大于45%。平面剩余油普遍分布，局部富集；纵向部分水洗严重，层间动态非均质性加剧。

2.二类注采单元：受干扰注采单元。主要集中在相对低渗透、厚度较小的层块。含水在80%-90%之间，采出程度在30%-40%之间，储层厚度薄、单层储量规模较小；平面剩余油差异富集。

3.三类注采单元：低动用零散注采单元。主要集中在构造、储层展布复杂的层块。含水小于80%，采出程度小于30%，含油面积小，难以形成完善的注采井网，水驱波及小或弹性开发，剩余油整体较富集。

4.四类注采单元：近废弃注采单元。主要集中在强水洗、渗透率高、厚度大的层块。含水大于98%，采出程度大于等于45%，宏观剩余油普遍分布，剩余油饱和度低；微观剩余油分布小孔喉，动用难度大。

（二）治理思路

将油藏与工艺、监测、地面结合，优化井网方式和注采方式。

针对一类注采单元，提高采收率的关键是强化老井修复利用，提高储量控制程度，同时依托分采分注工艺，扩大纵向平面波及。可结合人工强边水驱、注采耦合等水驱核心技术。

针对二类注采单元，提高采收率关键是破解物质基础薄弱与层间干扰加剧的矛盾、解决剩余油差异富集造成的平面干扰矛盾，结合跨层系组合和注采耦合等技术。

针对三类注采单元，提高采收率关键是建立注采关系、扩大水驱波及，可结合立体组合、注采耦合、单井吞吐等水驱技术。

针对四类注采单元，提高采收率关键是保持注采井网完整，提高单井控制储量；增加驱替压力梯度，提高微观驱油效率。可结合人工强边水驱、井网重构等技术提高油藏潜力。