李景海
中石化中原油田分公司文留采油厂文南采油管理一区 河南濮阳 457000
摘要：文33块沙三上油藏是一个典型高压低渗油藏， 1983年正式投入开发，先后经历了5次大规模的调整治理，主要通过开展逐层上返注水开发试验及井网加密调整，目前采出程度达到41.02%，已进入高含水开发期，剩余油高度分散，井网对剩余油的适应性不断变差，开发难度日益增大。
关键词：文33块沙三上；精细注水；剩余油分布规律；注水强度
1 精细地层划分与对比
通过选取全区砂层发育较全、砂层稳定、无断层或断层较少的井划分出小层，作为骨架剖面上的井。对骨架剖面上井的小层进行对比与闭合，以此逐井类推，在对比骨架剖面控制下，进行全区494口井进行对比通层，最后达到全区闭合，并建立相应数据库。通过储层渗透极差在测井曲线上的综合响应，结合动态资料验证，将原来笼统划分的沉积单元进行一步细分；纵向上以沉积韵律的完整性为原则，以沉积较稳定时期的泥岩作为流动单元的划分界限，且各流动单元在测井反应上有明显差异，来区别划分流动单元。依据地层对比划分原则，将文33块沙三上储层进一步细划分为42个沉积单元，同时根据开发需要把42个沉积单元划分为101个流动单元。
2 精细沉积微相研究
与细分前对比，砂体的几何形态发生了很大的变化，更能准确反映油砂体的平面分布和纵向连通状况，为剩余油分析提供依据。文33块沙三上为浅湖-半深湖沉积体系下的三角洲沉积，三角洲平原亚相不发育。区域物源方向主要为北北西和北北东方向，靠近物源方向,储层发育较好。平面上，细化后单砂体河道宽度变窄。通过沉积微相剖面的绘制，有利于识别砂体微相及明确砂体纵向上的变化规律。
3油藏数值模拟
一是综合研究区相渗、高压物性分析、岩石物理参数建立文33块沙三上油藏数值模型，并进行初始化；二是进行原始地质储量的进一步拟合；三是静态拟合：通过参数调整，对文33块的初始含水率等静态参数进行拟合；四是动态拟合：在静态拟合基础上，在利用新钻井水淹情况、吸水剖面、产出剖面、C/O比等资料进行剩余油定性分析的基础上，对文33块沙三上产油量、产水量、动态含水率以及各单井的产油量、产水量和含水率进行动态拟合；五是进行储量计算及储量拟合，分析储量分布特征，对储量动用情况进行评价；六是分小层定量评价剩余油，分析剩余油平面和纵向分布规律，确定油藏潜力区。
5低渗油藏精细注水适配井网调整技术研究
5.1 基于矢量化原则的平面调整技术
1、沉积微相对合理注采井距的影响分析
利用油藏地质模型，模拟不同相带组合条件下的水驱效果。研究结果表明，油水井尽量设计在同一相带，以河道注－河道采为优。油水井分处于两个相带时，以河道注、侧翼采油为佳。综合运用井组数值模拟、注采见效、启动压力方法，确定不同相带注采关系下的合理注采井距：河道－河道240-260m；河道－侧翼220-240m；侧翼－侧翼180-200m。
2、裂缝对井网、井距影响
针对平面差异剩余油，应考虑沉积微相、人工裂缝匹配关系，对井网井距进行优化，实施矢量化调整。平行裂缝方向河道区域采用大井距、稀井网，垂直裂缝方向侧翼区域采用小井距、密井网，从而减缓平面矛盾，达到均衡流场的目的。
重点对S3上710小层井网井距进行调整，通过归位、封堵、转注压裂等措施抽稀井网2个井组、缩小井距3个井组，将平行裂缝方向河道-河道注采井距由230m抽稀至300m，将垂直裂缝方向河道-侧翼注采井距由190m缩小至160m，对应油井见效3井次，见效增油2255t。
5.2基于物性相似原则的层间调整技术
1、合理注采极差的确定
利用文东油田天然岩心，开展了一维长岩心四层水驱油试验，结果表明：在相同注入倍数条件下(注入倍数1.6)，单层水驱时均能获得较高的采收率，而且受渗透率影响不大。但多层组合水驱时，受层间干扰的影响，渗透率级差越大，渗透性差的层采收率越低，而渗透性越好的层采收率越高，但高不过单层水驱开采时的采收率。因此，要提高采收率必须减小层系内渗透率级差。利用室内多层水驱油实验四种岩心，进行12种组合水驱油试验确定渗透率级差控制在4倍以内可大幅度提高采收率。室内多层水驱油实验表明：四种岩心、12种组合水驱油试验确定渗透率级差控制在4倍以内可大幅度提高采收率。
2、二三类层注采井距的确定
试注结果表明：200米以上注采井距条件下，二三类层水驱动用困难，缩小井距至140-180米，可以有效驱动。通过数值模拟显示：随着注采井距的缩小，采出程度逐渐提高，低于150米后，提高幅度变小。
稳定二三类层——细分开发层系
油藏目前分四套开发层系开发，沙三上7-8砂组储层非均质强，二三类层发育稳定，剩余油研究表明沙三上7.8砂组剩余油潜力大，具有层系内进一步细分的物质基础，因此重点对沙三上7.8砂组层系内进一步细分。考虑到S3上7顶储层物性较差，潜力层难以充分动用，将S3上7-8层系进一步细分为两套层系，将渗透率极差由7.5缩小至3.4。针对有分注条件的井通过封堵、分注缩小注水井段，有井况问题无法细分注水井实施下四寸套、部署更新水井重组注采井网，优化实施油水井措施8井次，重建二三类井组5个，二三类层平均注采井距由250m缩小至180m，对应油井见效3井次，累增油2488t。
不稳定二三类层—以井组为单元最小自然段水驱
潜力分析结合井况及注采井距，对水井实施封堵、分注，实施最小自然段注水7个井组。对应油井6口见效，日增油15 t，累增油0.2391×104t，增加水驱动用储量10.1×104t。
6 低渗油藏合理注水强度研究
不同物性储层，注水强度存在差异，综合运用数值模拟、采油速度法、注水开发实践，确定了不同类型储层合理的注水强度，延长油井稳产期，在不同含水阶段，对注水强度进行了进一步优化。油藏数值模拟表明：随着注水强度的增加，采出程度呈上升趋势，注水强度高于6m3/m?d后，采出程度趋于平缓，认为低渗油藏合理注水强度应保持在6m3/m?d 以内。计算出文33块沙三上分类层合理注水强度，Ⅰ类层合理注水强度5.2m3/m?d ，Ⅱ、Ⅲ类层合理注水强度3.8m3/m?d。通过对文33块沙三上历史上33块沙三上见效效果较好井组不同含水阶段注水强度统计，发现Ⅰ类层注水强度控制在4-6m3/m?d左右为宜，Ⅱ、Ⅲ类层注水强度3-4m3/m?d左右为宜，不同含水阶段，注水强度应进一步优化。
根据不同类型井组含水阶段分级，改变注水强度，延长油井稳产期，共上调注水强度49井次，下调62井次，涉及23个注采井组，累增油865t。
7应用效果
7.1水驱状况明显改善，水驱采收率提高。水驱控制储量增加32.3×104t，水驱动用储量增加25.1×104t，水驱采收率提高2.8个百分点。
7.2油藏三率指标得到明显改善，油藏地层压力稳步回升。分注率提高11.7个百分点，注采对应率提高4.1个百分点，层段合格率提高5.6个百分点，地层压力上升2.8Mpa。
7.3自然递减持续减缓，原油产量稳中有升。与研究前对比，自然递减下降8.8个百分点，年产油增加2300t。
8结论
6.1在单砂体沉积微相精细刻画基础上，通过层间及平面矢量井网调整，低渗油藏储量能够得到均衡、最大化控制
6.2针对不同类型储层，在不同含水阶段制定合理的注水强度，是高含水开发期低渗油藏实现可持续发展的有效手段
6.3低渗油藏精细注水开发，必须搞好工艺技术配套，只有主导技术达到油藏开发的要求，才能取得好的开发效果