复杂油藏单砂体挖潜研究与实践

复杂油藏单砂体挖潜研究与实践

李良华

中原油田分公司采油三厂山东莘县252400

摘要：复杂油藏高含水后期，针对层间矛盾剩余油分布零散等问题，以“精细储层研究、精细单砂体剩余油挖潜、精细韵律层挖潜”为重点，进行储层评价、水驱动用状况及潜力分布，搞清储层空间展布规律，研究分析各井点、各小层测井相展布情况，结合单砂体、小层砂体发育变化规律等资料，绘制出单砂体沉积微相图，通过多种方法研究剩余油分布特征，选择和配套应用了相控剩余油挖潜、韵律层挖潜集成配套工艺技术，实现单砂体动用程度最高、层内驱油效率最高，为老区高含水后期挖潜探索出一条新途径。

关键词：单砂体；韵律段；差异相带；相控剩余油

1地质概况

采油三厂油区位于东濮凹陷北端，横跨中央隆起带和西部斜坡带两大构造单元，断裂构造极其发育。管辖着文明寨、卫城、马寨和古云集四个油田，包括46个油藏开发单元，属于复杂断块油藏油藏，动用含油面积51.6Km2，动用石油地质储量9332×104t，标定采收率33.54%，采出程度28.26%。目前油水井总数1454口，其中油井751口，开井576口，注采井数比1:1.07，日产液11426t，日产油794.0t，综合含水93.05%。

2开发中主要存在问题

一是层间矛盾突出，二、三类层动用程度低，吸水剖面统计结果显示，吸水层数仅占24.6%，吸水厚度占46.4%，其中吸水层中1.7％的厚度却吸了12.1％的总水量。主要是多套层系合采合注，层间差异大，注入水低效循环，二、三层不出力。二是层系单一，单层突进严重，含水上升快，明15块、明237块以及明16块见效井组。

3相控剩余油分布研究

沉积微相研究以小层划分为基础，测井相识别为手段，单砂体沉积微相研究为重点，结合平面上砂体的展布特征、物源情况及区域构造特征编制小层平面沉积相图，搞清砂体平面展布规律。主要是根据测井相模式进行单井的测井相识别，包括自然伽玛、自然电位和视电阻率的组合形态以及曲线的齿化程度来确认测井相，然后结合平面上砂体的展布特征、物源情况及区域构造特征编制小层平面沉积相图。在此基础上，应用地质统计学方法对测井相进行组合，结合测井相的分布特征来建立各个小层的微相展布图，对于沉积微相的多解性，我们参考动态反应，开发规律进行综合判断。沉积微相图完成26个区块，绘制了535张单砂体沉积微相分布图，根据沉积微相展布绘制535张单砂体剩余油分布图。同时利用油藏工程分析方法，综合评价水驱储量动用状况、潜力分布。根据其构造特点及开发特征，剩余油潜力主要分布在以下几个区域：

剩余油潜力分布表

4、主要做法

4.1精细储层研究，实施相控剩余油挖潜，实现水驱效益最优化

在储层微相和剩余油研究的基础上，落实了一批有潜力的单砂体，精雕细刻水下分流河道的平面展布规律，实施河道注水，优选主河道侧翼储层采油，实施差异相带挖潜。实施精细单砂体井组15个，其中水井措施15井次，油井5井次，注水厚度和层数分别下降201.8米/100层，平均单井注水厚度和层数分别下降11.8米/5.8层，增加水驱控制储量18.3×104t，增加水驱动用储量10.7×104t。降低低无效水量2.0×104m3，油井措施5井次，日增油能力19t，累增油1616t，平均有效期为122天，对应油井见效12井次，见效增油2865t。

4.2创新实践韵律层挖潜技术，实现层内动用最大化

针对大于4米的厚油层的夹层分布、剩余油分布规律进行了分析对比，位于主河道部位的砂体厚度和有效厚度大，多以正韵律和复合韵律为主，通过优选厚油层中夹层稳定，剩余油富集的井实施优化射孔，正韵律厚油层补开顶部生产，复合韵律层补孔物性变差区，改善了层内矛盾，提高了驱油效率，实施8井次，日增油18.9t，阶段增油1521t，平均单井增油2.5t，平均单井累增油892t，含水下降了10.5个百分点。

5.实施效果

实施精细单砂体井组23个，其中水井措施15井次，油井13井次，注水厚度和层数分别下降201.8米/100层，平均单井注水厚度和层数分别下降11.8米/5.8层，增加水驱控制储量18.3×104t，增加水驱动用储量10.7×104t。降低低无效水量2.0×104m3，油井措施13井次，日增油能力37.9t，累增油3137t，平均有效期为122天，对应油井见效12井次，见效增油2865t，投入产出比1：2.9。

6.认识与体会

1、精细沉积微相研究，实施差异相带挖潜，是高含水阶段提高采收率的一种方法和途径。

2、推广实施单砂体相控剩余油挖潜技术，是高含水阶段一种手段和技术。

3、对厚油层细分韵律层研究，形成了极复杂断块油藏韵律层研究模式。

参考文献

[1]王平.《复杂断块油田详探与开发》.北京：石油工业出版社,1996.

[2]陆荣生.《中国石油地质志-中原油田》.北京，石油工业出版社,1993.