升級流場管理 提升水驅(qū)油藏驅(qū)油效率

摘 要：林東單元是林樊家油田水驅(qū)油藏的典型代表，屬常規(guī)稠油油藏。歷經(jīng)多年注水開發(fā)后，綜合含水達77.9%，儲層非均質(zhì)性嚴重、平面矛盾突出、油層出砂嚴重等問題制約了該塊開發(fā)水平的進一步提高。為提高普通稠油油藏采收率，2009年以來，通過深化油藏地質(zhì)研究和剩余油分布規(guī)律認識，強化配套防砂技術攻關，實現(xiàn)了林東單元采收率和儲量動用率雙提高，并開創(chuàng)了原油產(chǎn)量連續(xù)11年穩(wěn)升的良好局面。

關鍵詞：流場轉(zhuǎn)換、水驅(qū)油藏、普通稠油、采收率

1 油藏基本概況

林東單元位于濟陽坳陷東營凹陷和惠民凹陷之間的林樊家構造東南部，是一個新近系館陶組的大型披覆構造。主要開發(fā)層系Ng45-7，含油面積13.3km2，上報石油地質(zhì)儲量887.7×104t，屬于中高滲、常規(guī)稠油、常溫常壓的受不整合面和巖性控制的構造-巖性地層油藏。

2 開發(fā)簡歷及現(xiàn)狀

林東單元1986年8月投入開發(fā)，已開發(fā)25年，劃分為三個開發(fā)階段：

第一階段：天然能量開發(fā)階段（1986年8月—1987年6月）。初期開發(fā)采用正方形反九點法井網(wǎng)，井距350m-500m，一套層系開發(fā)。該階段共投產(chǎn)油井31口，日產(chǎn)油水平142t/d，綜合含水13%。

第二階段：注水開發(fā)階段（1987年7月-2009年8月）。1987年7月開始注水開發(fā)。階段末采出程度13.95%，采油速度0.9%，地層壓降2.5MPa。

第三階段：加密調(diào)整階段（2009年8月-2015年12月）。2009年對該塊進行加密調(diào)整工作，注采井網(wǎng)由反九點法加密為五點法，井距由350m×500m減小至250m×350m。調(diào)整后日產(chǎn)油水平升至337t/d，日注水平由651m3/d 上升到934 m3/d， 采油速度1.3%，新增可采儲量83×104t。

3 提高采收率的主要做法

2009年以來，結(jié)合林東單元的油藏特點及存在問題，在細化沉積微相研究基礎上，通過重建地質(zhì)模型，深化剩余油分布規(guī)律研究，優(yōu)化井網(wǎng)部署，強化油藏工藝一體化，提高防砂措施挖潛效果，精細注采管理，調(diào)控流線方向等工作，單元的儲量控制程度及動用程度不斷提高，實現(xiàn)了普通稠油水驅(qū)油藏的高效開發(fā)。

3.1細化沉積微相研究，擴大林東油田資源陣地

2010年以來，有針對性地加強林樊家地區(qū)河流相沉積控制油藏的研究，一是按照河流相地層對比理論、模式及標志，對每口井進行精細地層對比和小層劃分；二是通過對取心井巖芯粒度曲線、C-M圖及測井響應特征等的分析，建立單井相模式，實現(xiàn)縱向上以小層為單元的平面微相組合；三是在建立起地震相與儲層響應模式的基礎上，結(jié)合沉積分析，利用相干分析、地震屬性提取、波形分類分析等手段進行儲層的描述預測。通過一系列的綜合研究，2011年成功實現(xiàn)該區(qū)滾動建產(chǎn)，共部署新井位34口，單井日產(chǎn)油3t/d -18t/d，當年新井累增油7.2×104t。2012年該區(qū)儲量成功升級，新增探明地質(zhì)儲量157×104t。

3.2深化剩余油分布規(guī)律認識，明確挖潛方向

林東單元儲層以網(wǎng)狀河流相沉積為主，儲層非均質(zhì)明顯，局部水淹嚴重。根據(jù)這一問題，2011年運用油藏數(shù)值模擬方法對林東單元進行了剩余油分布規(guī)律研究，分析認為，林東單元雖然經(jīng)過20多年的注水開發(fā)，平面上剩余油普遍分布，但受構造位置、儲層非均質(zhì)性以及注采流線等因素影響，又呈現(xiàn)出差異富集的特點，概括為3種類型：側(cè)緣微相型、非主流線型、角井型。

3.3完善注采井網(wǎng)，實現(xiàn)流場轉(zhuǎn)化，提高儲量動用程度

林東單元經(jīng)過20多年的注水開發(fā)，一直以來，采用反九點面積井網(wǎng)開發(fā)，取得了一定的效果，為進一步提升單元最終采收率，提高老油田開發(fā)效果，2015年，設計了不同井距及井網(wǎng)方式共5套加密方案，運用數(shù)值模擬方法對井網(wǎng)加密進行優(yōu)化對比，對井網(wǎng)形式，技術井距和經(jīng)濟井距進行了詳細的論證，確定直井五點法的注采井網(wǎng)開發(fā)，能控制較大含油面積，有效控制臨近水線的推進，提高儲量動用程度，井距由目前的350m×500m縮小至250m×350m，在注水井與角井分流線上加密油井，原角井和邊井轉(zhuǎn)注，實現(xiàn)流場的轉(zhuǎn)換。

通過實施井網(wǎng)加密、流場轉(zhuǎn)換的調(diào)整工作，林東單元日增油量162t/d， 累積增油量4.3174×104t，取得了較好的開發(fā)效果，儲量控制程度由81% 提高到86.5%，水驅(qū)動用程度由81%提高到86.3%，注采對應率由72%提高到94.2%，擴大了水驅(qū)波及體積，提高了水驅(qū)控制程度。

3.4強化油藏工藝一體化，改善措施挖潛效果

近幾年通過對防砂工藝進行大膽創(chuàng)新和引進，形成了適合林樊家油田油藏特點的防砂體系。針對不同的井況及油層特點，長井段油井采用復合防砂，短井段油井采用一次性高壓循環(huán)充填防砂，儲層污染嚴重、滲透率相對較低油井采用壓裂防砂，注水井采用HY化學防砂，出砂水平井采用下濾砂管、管外循環(huán)充填防砂，取得了良好的開發(fā)效果。針對地層污染堵塞井采用解堵技術，為提高炮眼滲流面積采用大槍彈重復射孔技術。防砂工藝配套技術的應用，有效提高了防砂效果。單井日增油6t/d，累增油8.4935×104t，有效期延長2年～3年；實施注水井防砂13口，單井日增注水量21m3/d，防砂成功率為100 %。

3.5精細注采調(diào)配，改善水驅(qū)效果

林東單元屬常規(guī)普通稠油，水油黏度比較大，再加上平面的非均質(zhì)性，造成生產(chǎn)過程中含水上升較快，2008年含水上升率達3.1%。因此，在對油藏進行科學分析的基礎上，將林東塊注采井區(qū)分為能量不足區(qū)、單向突進區(qū)、壓力較高區(qū)、注采失調(diào)區(qū)、注采平衡區(qū)，針對不同區(qū)域，實施“擴、調(diào)、促、控、穩(wěn)“五字注采調(diào)配法”，協(xié)調(diào)注采關系，改善水驅(qū)效果。

通過分區(qū)域的“五字注采調(diào)配法”，培養(yǎng)產(chǎn)量上升型井組12個，穩(wěn)定型井組9個，下降轉(zhuǎn)穩(wěn)定型井組13個。日增油44.9t/d，累增油6837t。自2011年實施分區(qū)域的 “五字注采調(diào)配法”以來，林東塊的含水上升率控制在1.0%以下，自然遞減率控制在6.5%。

4 實施效果及認識

2009年以來，通過井網(wǎng)加密調(diào)整、油藏工藝一體化治理，林東單元穩(wěn)產(chǎn)基礎得到進一步加強，取得了良好的開發(fā)效果，采收率有了明顯的提高。

4.1開發(fā)效果明顯變好

1、采收率明顯提高，可采儲量增加。調(diào)整后，標定采收率由26.8%提高到40%，采收率提高了13.2個百分點，新增可采儲量83×104t。延長了單元的開采壽命。

2、產(chǎn)量上升明顯。日產(chǎn)油水平由169t/d上升到337t/d，采油速度由0.5%上升至1.0%，開創(chuàng)了原油產(chǎn)量連續(xù)11年穩(wěn)升的良好局面。

3、含水上升速度得到明顯控制。 綜合含水由77.9%下降到68.7%，下降9.2個百分點，含水上升率-3.2。

4、能量保持利用變好，且能量分布均勻。林東單元2011年壓力8.4MPa ，壓降2.0MPa，老區(qū)未實施調(diào)整，壓降2.7 MPa，中部加密治理區(qū)相比老區(qū)液量和液面相差不大，且能量充足，壓降為1.7MPa，比老區(qū)壓降小1MPa。

5、注采對應狀況明顯改善。 注采對應率由87.1%提高到96.3%，提高了9.2個百分點。

6、儲量控制程度和水驅(qū)控動用程度有了很大提高。儲量控制程度由81% 提高到86.5%，水驅(qū)動用程度由81%提高到86.3%。

4.2幾點認識

1、常規(guī)稠油油藏，摸清剩余油分布規(guī)律，改變儲層中液流方向，實現(xiàn)流場轉(zhuǎn)換，是老油田開發(fā)后期緩減遞減、提高油藏最終采收率行之有效的手段。

2、強化防砂技術攻關，實現(xiàn)防砂施工工藝的改進和創(chuàng)新，形成一套薄層出砂水驅(qū)油藏開發(fā)技術系列，是保證薄層出砂油藏防砂效果有效手段。

3、以“分區(qū)域注采調(diào)配法”為主的精細注采管理模式是一項長期工作，為提高水驅(qū)油藏開發(fā)水平提供了保障。

作者簡介：

岳小利（出生年1974年），女，工程師，大學畢業(yè)，主要從事地質(zhì)開發(fā)研究。