法101块调剖可行性研究

【摘要】随着油田的深入开发，法哈牛油田资源接替形势比较严峻，可供部署的新增探明储量较少，再加上老油田开发形势较差，目前井网及技术难以进一步提高采油速度及采收率，针对油藏目前面临的种种问题及开发形势，有必要对老区块进行二次开发研究，以提高储量动用程度、采油速度及最终采收率，从而保证老油田的稳产。法101块是法哈牛区块北部重点区块，占整个法哈牛区块的三分之一的地质储量，采出程度低，有着丰富的地质储量，通过对该块油藏深入研究发现，该块还有可观的可采储量，目前注水开发效果差无法采出，通过调剖可以大幅度提高采收率，使老区焕发青春，保证区块稳产。

【关键词】法101块；调剖；可行性

1、开发形势及主要问题

1.1开发现状

法101块共有油井56口（转气井9口），开井18口，日产液305t，日产油15t，综合含水95.2%，采油速度0.126%，采出程度17.535%。注水井25口，开井11口，日注水613m3，注采井数比1：1.64，注采比1.721。

1.2开发形势分析

1.2.1油气水井开井数低。该块2001年最后一次调整结束后，近几年没有大的调整方案，区块的生产规模保持稳定，无新井投产。小井距加密后油井含水上升，油井堵水不见效，井下工具复杂，开井数逐年减少，通过近几年的治理，区块的油井开井数有所增加，2010年油井开井18口。水井2001年开井数最高，达到23口，由于油井含水上升水井开井逐年减少，通过近两年的恢复，法101块水井开井数由4口提高到11口。

1.2.2断块地层压力稳定，水驱效果逐年变差。法101注采比变化比较大，目前累注采比0.935，从以往测试的压力资料看出，压力总体呈现平稳下降趋势，目前能达到12MPa。该块水驱效果逐渐变差，水驱控制储量由原来的428.6×104t下降至目前的223.2×104t。

1.3存在问题

1.3.1层内非均质性相当严重，且含油井段长。法101层间、层内非均质性相当严重，且含油井段长。含油井段长，层数多，非均质性强，纵向上动用程度不均衡。

1.3.2纵向上吸水强度严重不均，且分散。从以往吸水剖面测试情况看，纵向上吸水强度严重不均，且分散。受构造及储层纵向非均质性影响，统计2000年以来的法101块井分注状态下的吸水剖面，吸水厚度为547.3m，测试厚度为2389.9m，吸水厚度仅占测试厚度的22.9%。

1.3.3主力油层组S33采出程度高，注水量高。法101块S33油组储量为340×104t，占断块储量的78.3%，累计采油量57.69×104t。占总采出的75.8%。

1.3.4储量动用程度低，且油层水淹严重。由于区块北部S32储层物性好，参透率368.4×10-3um2，S33储层物性相对较差平均在147×10-3um2，S33Ⅲ油层组以上全部水淹，而下面二个油层组相对较差。

1.3.5井段长、堵水困难，封下造成动用储量损失。区块含油井段1400-2500米，油井出水层多在3-4个，且层位分散，动态认识难度大，封隔器卡堵水难度也大，造成封隔不密封可能性大，从目前情况看，油井出水特点是上、中、下全有出水层，油井都有过生产气层的历史，主要集中在油井上部。出水井段长达200-300米以上，封堵比较困难。而油层段中出水层位多，情况复杂，出水层位平均在2.2个，平均单井堵水封隔器为3.1个，堵水难度大，效果差。

2、调剖治理方案

2.1治理思路

区块储量规模比较大，采出程度较低，据统计国内外同类型构造-岩性油藏最终采出程度能达到35%以上，但该块目前仅为17.5%，仍有75.8×104t可采储量。平面上动用不均衡，油藏主体油层基本都被封掉，油井低部位多年未动用，且主体部位部分油井含水较高，采油速度比较低，仅为0.126%，目前的开发方式已难以抑制含水上升，提高采油速度难度较大，针对该块面临的问题，深入研究油藏开发形势，该区构造落实，储层分布较清楚，水淹情况清楚，提出调剖治理方案。

2.2调剖治理可行性研究

2.2.1断块具有相当可观的可采储量，地质参数符合调剖标准。法101块主力层段为中低渗油藏，由含水采出程度曲线可以看出，油藏水驱采收率应该在35-40%之间。该断块地质含量为434×104t，按35%采收率计算，可采储量为151.9×104t，目前采出76.1×104t，剩余可采储量75.8万吨。因此具有较大潜力。S33地质储量为340×104t，可采储量119×104t，目前采出57.6×104t，剩余61.4×104t。油藏基础条件较好。

2.2.2井区位于油藏的主体部位，地质条件较好。法101井区构造上位于法101块的中部，断块整体上是南北断层夹持的背斜构造，构造高点位于法101井附近。构造幅度100m。储层纵向非均质性较强：根据测井资料统计，该区块纵向渗透率变异系数整体较大，储层渗透率变化范围大，22.5×10-3μm2～554×10-3μm2，平均147×10-3μm2，渗透率变异系数在0.71-0.91之间，符合调驱选井标准。

2.2.3井网完善，主力油层连通较好，水驱控制、动用程度较高。法101块井网完善，主力油层连通较好，水驱控制、动用程度较高。纵向上油层总体的连通系数为39.7%。主力油层ES33Ⅲ、Ⅳ连通系数达到50.4%：水驱控制程度达到75.9%。纵向各小层储量动用程度差异大，主力油层组水驱储量动用程度较高，达到77.6%。

综合以上分析可以得出：该区构造落实，储层分布较清楚，水淹情况清楚，剩余储量较大，提高采收率仍有很大空间，整体实施大剂量深部调驱是可行的，对法101块二次开发大幅度提高采收率具有重要意义。

2.3调剖治理方案

根据油层的物性差异不同，采取不同的治理方案。S32油层组储层物性好，采取调驱方案，S33主力油层组物性相对差，主要采取调剖，改善纵向上的吸水剖面。首先选取2口试验井：法39-138和法39-37井。这2口井油层发育较好，具备试验条件，法39-138井先转注后调驱，其它井根据这2口井实施效果再进行实施，预计工作量10口井。对于计划实施10口井调剖。

·法39-37井组，调剖S33油层组。

·法39-138井组，调驱S32，调剖S33油层组

从所圈定的区范围来看，注采关系需要调整，主要是注水井的布局欠合理，不利于调剖的实施，因此提出将法39-138井转注，法37-39气井转观察。

3、调剖方案利弊因素分析

有利因素：1、水驱剩余油饱和度较高达51.39%，水驱剩余可采储量较高。2、储层非均质性较强，水驱动用不均衡。3、目前储量动用程度低。

不利因素：1、小井距下注水突进现象明显，预计调驱后有效期较短。2、储层中单层发育不稳定，影响调剖效果，但大套砂体对应相对较好。