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文33块沙三上油藏挖潜技术研究

发表时间：2021/3/26 来源：《中国科技信息》2021年3月作者：余正东

[导读] 通过重构地质模型，开展数值模拟，对剩余油精细精细评价，形成高压低渗油藏矢量井网调整、挖潜配套工艺、矢量井网重构的技术。

河南省濮阳市中原油田文留采油厂文中采油管理一区余正东邮编457001

【摘要】通过重构地质模型，开展数值模拟，对剩余油精细精细评价，形成高压低渗油藏矢量井网调整、挖潜配套工艺、矢量井网重构的技术。现场应用后水驱控制储量增加14.7万吨，水驱动用储量增加7.8万吨；自然递减由19.37%下降到1.3%，综合递减由11.63%下降至-17.67%。
【关键字】油藏高压低渗矢量井网
        一、项目概况
        文33沙三上油藏属典型的深层高压低渗透油藏，自1983年投入开发以来，共分为六个开发阶段，1995年开始实施200-250米井距逐层上返注水开发，目前已上返至层系顶部，无层可返，开发难度逐步增大，目前油藏剩余油认识挖潜难度大，稳产难度逐渐增大，对沙三上提出寻找下步有利接替点，恢复注采井网，最大限度的提高油藏的采出程度。
        二、主要研究成果
         ㈠、形成了高压低渗剩余油精细描述技术
        充分利用地下资料，总结已采用的油藏动态分析方法并加以完善，首次实现整个油藏恢复历史井网、创新的利用定性和定量方法的结合，准确定位剩余油分布。
根据油藏开发历程的分析，从平面上、纵向上、时间上，来恢复历年注采井网，形成分层系历年井网注采图，作为寻找逐层上返遗留区剩余油的基础图件，实现整个油藏开发阶段历史井网恢复。
        1、油藏工程方法，分析剩余油分布
        通过以沉积微相约束下的油藏工程方法为主要研究手段，充分结合新钻井测井解释资料、吸水和产出剖面资料等，分小层研究剩余油分布状况，在单砂体沉积微相研究的基础上，运用小层平面图和沉积微相图叠合法，通过勾绘含水分级图来半定量研究分析水淹状况及剩余油潜力。纵向上通过分类小层汇总统计，平面上根据沉积微相约束剩余油、构造约束剩余油和井网约束剩余油对剩余油进行细分，按不同类型的剩余油采取不同的调整治理思路实施调整。
在基础资料收集整理基础上，结合注水见效见水重新判别，劈分注水井小层分水量，计算出不同含水级别的波及半径，得到文33块沙三上的注入孔隙体积倍数与含水的关系式，从而得到小层单井点不同含水级别的波及面积与井点注水量、有效厚度之间的关系，因此可以算出不同含水级别的波及半径。
ln(fw/100-fw)=2.5122+1.2042ln(Vf)   S=QI /( Vf·φ·h)
        在此基础上勾绘含水分级图、剩余油有效厚度等值图，对不同含水级别的地质储量测算。得出结论，分层系来看：沙三上1-3和7-8层系水驱动用最好，水淹最为严重，含水>60%的储量分别占到储量的59.7%和67.4%；一类层地质储量占总储量的64.5%；二类层地质储量占总储量的58.1%；三类层地质储量占总储量的32.3%。
        2、数值模拟技术，量化剩余油分布
        模拟模型的建立是决定历史拟合和动态预测的关键。油藏数值模型设计时，要能代表实际油藏的地质、动态特点，既要能适应油藏历史拟合的需要，又要考虑到将来油藏可能发生的井网调整，以适应未来动态预测的要求，根据油藏的实际特点，通过网格划分、油藏及流体物性参数的选取、相对渗透率参数、地下流体PVT性质优化，油藏动态及生产数据核实，建立了三维两相地质模型,通过历史拟合对地质模型精细研究，确定模型参数的可调范围、藏初始状态，定量描述剩余油主要为平面非均质及层间非均质影响形成的剩余油，剩余可采储量33.3万吨，占65.3%。
        ①平面非均质形成的剩余油可采储量约5.7万吨，重点分布S3上3、7、8、10砂组。下步主要通过油水井归位、换向注水，实施挖潜。
        ②井网约束的剩余油剩余可采储量10.7万吨，重点分布在S3上7、8砂组主块低部位及S3上3.5砂组北部复杂带。下步通过部署调整井、侧钻井、老井的大修换井底等手段实施挖潜。
        ③层间干扰形成的剩余油剩余剩余可采储量21.2万吨；重点分布S3上3、7、8、9砂组。下步通过缩小注采井距，精细注采调整，强化差层注水等手段挖潜动用。
        根据剩余油研究成果，形成了挖潜各种剩余油的技术，主力层剩余油富集区主要是通过换向注水、缩小东西方向井距、差异相带压裂、新井完善为控制区注采井网等方式完成挖潜；二类层主要是确定合理注采井距，现井网下水驱动用困难，建议采取小井距注水开发，适当加密井网，在现有井网寻找合适的150-180井距的井组重组利用，为下步调整奠定基础。
        ㈡、形成了高压低渗油藏矢量井网调整技术
        1、各向异性油藏合理的矢量井网研究
        通过室内试验结果表明：矢量井网能增大平面非均质油藏的波及系数，提高注入水的利用率，大大改善油藏开发效果。
        对于各向异性介质油藏，可以根据渗透率的性质调整某个方向上的井距，以达到均衡驱替的目的。若要实现均衡驱替，各向异性介质油藏不同方向上的井距必须按下式进行调整：

           式中
        由上式可知，在各向异性油藏中要实现注入流体的均衡驱替，矢量井网内的方向井距之比应当等于相应方向渗透率之比的平方根。文33块沙三上最佳矢量井网图中矢量井网的方向，即采油井排方向与最大渗透率方向的夹角(θ)为：

        由上式可以看出，各向异性地层矢量井网的方向不再是0。、22.5。或45。等一些特殊的角度，而应当根据各向异性地层中渗透率的具体状况选取不同的数值。由矢量井网方向与地层渗透率主值之比关系曲线可见，当Ky/Kx=1时，油藏为各向同性介质，井网方向为45。；当Ky/Kx=0.5时，井网方向约为35。；当Ky/Kx=0.25时，井网方向约为26。。
        2、形成矢量井网调整技术
        通过平面上重构井网、优化流场，纵向上层段组合、细分注采，形成高含水期矢量井网调整技术。
       （1）、平面上重构井网，优化流场
         ①、补流线，提高井网未控制区水驱动用
        通过剩余油精细评价，为完善注采井网，在有潜力的区域实施新井2口,大修、换井底4口。增加水驱控制储量11.8万吨，水驱动用储量6.9万吨，可采储量3.6万吨
         ②、转流线，动用弱流线方向剩余油
        为改善见效方向单一问题，通过调控、堵水、关停等措施改变注水方向动用弱流线方向的剩余油，改善流线7条，目前对应油井见效2井次，累增油367吨。
         ③、变流线，增强弱势方向驱替动用
        为避开优势渗流方向，对局部注采井网调整为东西向注采布局，实施水井调整2井次，强化弱势流线方向3条，增加水驱控制储量4.9万吨，水驱动用储量3.0万吨。
         ④、推流线，扩大水驱波及体积。针对部分区域注采流线固定，造成见效水淹短路水循环的问题，通过封堵、补孔等拉大井距4井次，累增油507t。
         ⑤、拉流线，改善水驱效果。针对高压低渗导致二三类层注水自然见效难度大的问题，部署压裂引效3井次，实施1井次，累增油279t。
        （2）、纵向上层段组合，细分注采
        1995年以来，根据层系组合原则，将原两套层系细分为四套层系进行逐层上返注水开发，水驱开发效果大幅度改善。通过细分层系逐层上返开发，各层系储量得到了有效动用，但受层间非均质影响，各砂组动用状况和潜力还存在较大差别，需要进一步细分挖潜。
        三、应用效果
        1、采适应性提高，油藏水驱效果明显改善，新增受效方向4个，加强受效方向6个，水驱控制程度提高了15.3个百分点，水驱动用程度提高9.1个百分点。
        2、藏开发形势变好，油藏整体开发形势呈现“三升两稳两减缓”的趋势。
        3、现低渗油藏高采出程度情况下高速开发。油藏目前采出程度41.80%，采油速度0.39，远远高于文南油田低渗透油藏的平均水平。
        4、济效益显著。实现了区块产量规模的稳定，全年累产油1.63万吨，天然气405.6万方，实现利润509万元，效益显著。
        四、结论与认识
        1、低渗透油藏采用适合的井网和开发方式也可以达到较高的采收率。
        2、优势渗流方向是控制低渗油藏剩余油的主要因素，流场调控是后期挖潜剩余油的有效手段。
        3、工艺技术的进步是低渗透油藏提高采收率的关键。