大港油田第五采油厂
摘要：该项目研究以大港油田港西油田一区二四断块为研究对象，应用井震结合研究技术，落实构造、储层发育情况，细化到各井区进行储量采出程度分析，筛选出剩余油研究的重点区块进行了系统分析研究.搞清了一区二四断块油藏剩余油分布规律和潜力区，部署、完善开发井网，挖掘剩余油，提升采收率，完成区块综合调整方案。
关键词：剩余油；高含水；分布规律；采收率
港西一区二、四断块位于港西开发区的东南部，即港西主断层（5号断层）的下降盘，以9号断层为界，北部为一区二断块，南部为一区四断块，构造面积约3.6km2。二轮油描复算含油面积3.0km2，地质储量836.9×104t，可采储量305.5×104t，开采层位是新近系明化镇组（明Ⅰ、明Ⅱ、明Ⅲ）和馆陶组（馆Ⅰ），油层埋藏深度618-1443.6m。明化储层纵向上油水层间互出现，无统一的油水界面，断层封闭，内部边底水不活跃，主要依靠人工注水能量驱动。馆Ⅰ油层具有明显的边底水，开发后期含水上升快。
港西一区二四断块构造比较破碎，纵向含油层多，砂体平面变化加快，整体储量动用程度较高，油水关系比较复杂，2012年二次开发和2015年开展层系优化重组工作以来，加强了井网完善程度，区块各项开发指标有较大好转。但是区块地质认识与生产动态仍存在较多矛盾。经过多年的注水开发，一区二四断块已经进入中高含水期，目前开发中主要存在以下几个问题：
①油层利用率低，砂体控制程度不均衡。区块内生产井含油井段长，层数多，成为油层利用率低的一个主要原因。
②平面井网不完善，含水上升快。当前砂体水驱控制程度53.7%，目前生产的砂体中，有35个砂体，98万吨地质储量无注水井，在有注水井的砂体中，单向水驱砂体个数为18个，地质储量126万吨。从平面注采井网上看，存在严重的不完善，需进行合理的调整。
③层间矛盾突出，层间干扰严重。一区二四纵向储层发育，自明一至馆一均发育油层，注入井与采油井多为多层合注合采，合采合注井数比例较大，造成注采层间干扰严重。尤其明三储层岩性及物性都较差，吸水剖面反应动用程度较差。统计2016年吸水剖面，共有12层/52.5m的有效注水层不吸水，尤其集中在低渗层。
④近两年受注水有效性差影响，单元稳产难度加大。注采矛盾突出，见效井水淹速度快，不见效井数多。单元稳产基础脆弱。
近两年形成稳定水驱之后，注入水的无效循环逐步加剧，自然递减加大，稳产形势严峻，亟待通过新一轮的地质认识重新确立连通关系，重新刻画砂体发育范围，并制定行之有效的综合调整方案。
主要研究内容：
①应用测井资料、地震资料，通过精细地层对比，井震结合等技术手段，开展构造精细解释。应用三维地震资料精细解释技术从骨架剖面的对比分析到三维闭合解释，从油组界面的精细解释到地震小层的内插解释，利用多井精细的层位标定技术落实目的层地震特征，确定精确的速度模型，建立地下地质体与地震反射特征的关系，为砂体的预测奠定坚实的基础。
②开展精细储层研究。结合精细油藏描述成果，结合废弃河道识别和内部构型研究，分析剩余油分布的主控因素，评价单砂体的储量动用状况。尤其是应用动态监测资料、注水见效情况，进行动态分析，进一步清晰油井连通情况，同时为层系重新划分，砂体范围的刻画，提供动态依据，使得研究结果更准确，为断块注水开发的调配、控递减等工作提供保障。
③在精细砂体范围刻画的基础上，开展井网适应性研究。通过对井网适应性的研究，以投转注调整注采井网，对重点治理井区都要做好评价，编制分层系开发方案，进行井网重组，稳定断块产量。
④编制综合调整治理方案，单元开发指标得以明显改善。
为提高单砂层划分与对比的精细度和准确性，针对河流沉积体系的沉积特点，通过关键井对断块内的小层和单砂层进行系统的划分和对比。由关键井的测井曲线标定出全区各井测井曲线，确定区块测井曲线的变化规律，为地层精细对比建立了标准方案。由于河流相沉积储层砂体变化快，井间的对比关系比较复杂，对168口井进行了井斜较正，精细地层对比，划分了NmⅠ、NmⅡ、NmⅢ、Ng油组29个小层的分层对比方案，从而为沉积相的平面展布和地质研究提供了准确的等时地层框架）。其中NmⅠ分为6个小层，NmⅡ分为9个小层，NmⅢ分为7个小层，馆陶组分为3个小层，全区共划分四个油层组、25个小层、76个单砂层，其中含油单砂层64个，占总单砂层（76个）的84%。
油藏潜力论证更加准确：剩余可采储量还很可观，有进一步调整的空间。
通过构造精细解释结合储层精细对比，对所有含油砂体边界进行了精细刻画，重新完善了新的含油砂体分布图。目前一区二四断块含油面积3.0km2，地质储量836.9×104t，地质储量动用程度26.2%。其中Nm二下层系地质储量312.8×104t，采出程度29.0%，剩余可采储量23.5×104t。
结合生产实际的分层系调整井网提高了注采井网的适应性，改善油藏层系的开发效果。Nm二下层系井网受套变及停产井的影响，注采井网亟需完善。如主力层NmⅡ-9-1砂体，目前17注12采，西49-1-4井区剩余可采储量8.3×104t，仅1注1采，剩余油难以有效动用。NmⅡ-9-2砂体井网为6注7采，西48-1-3井区0注2采，无注水井，地层能量有待补充。对于主力砂体，因单井累积产油量的差异及注水水淹，剩余油主要分布在单井低动用的局部区域及非水线方向的区域。因此，结合平面储层的发育特点，需要将明二层系细分为两套井网进行调整。NmⅢ砂体多呈透镜状分布，全区内发育，但分布范围小。NgⅠ储层在局部发育。为有效控制和动用储层，计划在纵向上细分为六套层系井网进行调整。合理配置注采关系，提高采收率。
应用区块分注标准，开展油水井配套治理，提高层系内油层动用程度。根据区块层段内吸水厚度百分数统计规律，结合层段内分注系数与吸水厚度关系研究，细化出区块分注标准。用区块分注模型指导区块实施新分注、提级分注6口井，油层动用程度得到有效提高。
结合现有井网，考虑生产的实际情况，将一区二四断块分为六套层系进行井网调整和完善，以各层系为单元，以主力砂体控制井网重组，对于主力层未叠合区，以潜力较大砂体为主调整完善井网，提高水驱控制程度，挖掘剩余油潜力。以单砂体构造、储层发育状况及剩余油分布特征为基础，综合利用现有开发井网。注水开发层系平面上采用不规则注采井网，纵向上尽可能兼顾同一层系内的多个砂体，最大限度地提高单砂体原油储量的动用程度。针对面积和储量较大的单砂体，考虑后期的调驱及三次采油，适当控制合适井距；对于面积和储量较小的单砂体，优选有利井位，合理配置注采关系。针对井况恶化，部署新井更新报废井，配套措施重组井网，提高储量控制程度。针对单向受益井比例高，注水单向突进，平面矛盾和层间矛盾突出问题，部署新水井，增加受益方向，通过动态调配和水井细分注来解决平面和层间矛盾。针对主力砂体水淹程度高的问题，通过动态分析，明确剩余油分布状况，优化井网进一步挖掘剩余油。
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