特高含水区块综合挖潜实践与认识

【摘要】在注水开发的特高含水砂岩断块油藏开发后期，剩余油高度分散，挖潜难度逐年加大，死油区主要集中在断层边部及井网控制不到的单砂体区域。本文通过断层边部近距离侧钻挖潜以及井别转换等综合治理措施获得成功，为同类型注水开发砂岩油藏特高含水期进一步提高采收率提供了借鉴。

【关键词】特高含水；剩余油挖潜；侧钻技术；井别转换

引言

目前，我国东部多数断块油气藏面临高含水、高采出程度的开发局面，这些老区块经过多年的注水冲刷以及综合治理剩余可采储量逐渐降低，剩余油高度分散，为进一步提高开发水平带来了较大的难度。研究区官80断块为一辫状河沉积注采井网较完善的砂岩注水开发油藏，注采连通程度高达95%，主要以电泵采油方式开采，经过二十五年的注水开发油层动用程度一度达到75.1%，采出程度高达43.76%。目前国内外对这种类型的油藏主要采用注入聚合物的三次采油方式继续提高采收率。本研究区主要利用精细油藏描述成果，以侧钻技术为依托挖掘断层边部剩余油，断块日产能力增加15t，预测最终采收率提高0.8%。

1、油藏概况

官80断块位于河北省沧县汪家铺乡，位于黄骅坳陷南区孔店构造带孔东大断层上升盘发育起来的一个三面被断层封闭的局部垒块，为一由断层夹持的局部垒块（图1）。含油面积1.61km2，主要含油层位为枣Ⅱ、枣Ⅲ油组，纵向上划分为30个单砂层，地质储量514.82×104t，可采储量180×104t。储层平均孔隙度22%，渗透率320mD，平均一类有效厚度21.6m。截止到2011年6月底断块共有油井17口，开井13口，日产水平38.9t，综合含水96.4%，采油速度0.28%，采出程度43.76%，累积产油225.2628×104t；水井14口，开井11口，日注1275m3，月注采比1.184，累计注采比0.980，累计亏空26.4750×104m3。属于高采出率特高含水块状砂岩油藏。

2、开发矛盾与潜力研究

2.1开发矛盾

官80断块目前处于高含水开发后期，可采储量采出程度高达87.23%，油层动用程度高，油层水洗程度高，主要表现在以下两个方面：

2.1.1长层段、大压差开采，层间水淹程度高。

由于油层井段长（1728.6-2062m），以及长期电泵大压差生产造成区块含水高达96.4%，平均单井产量只有3.7t/d，油藏水驱效果逐渐变差，据2011年4口井所测吸水剖面资料显示，总测试391.7m/104层，吸水294.1m/76层，吸水厚度百分数75.1%。

2.1.2主力砂体剩余油分布零散，挖潜难度大。

历史上沿主河道沉积的砂体注入水方向性强，平面矛盾突出，注水液流主流方向为北东西南走向，经过多轮次调剖堵水措施，水驱方向性不再明显，平面扫油面积达到85.4%，油藏数值模拟资料显示主力砂体平面上高度水淹，剩余油高度分散。

2.2潜力研究

尽管采出程度高达43.76%，但因层间及平面注水波及差异，剩余油仍然存在。

2.2.1动用程度低的砂体剩余油

此类砂体厚度薄，储量规模较小，动用程度低，采出程度小于5%，具有挖掘潜力。官80断块共分为30个砂体，平均采出程度31.1%，其中平面分布稳定、储量规模大的砂体采出程度大于40%有3个，采出程度低于20%的有4个砂体，地质储量41.86×104t，平均采出程度14.6%。如：zⅢ-2-4砂体地质储量4.17×104t，目前采出程度2.40%（表1）。

表1 官80断块低动用程度砂体剩余油数据表

Tab.1 The amount of residual oil remained in low exploited sand bodies under Guan 80 fault block

砂体号 面积（km2） 地质储量（104t） 有效厚度 （m） 累积产油（104t） 采出程度（%）

zⅢ-2-4 0.2034 4.17 1.9141 0.0999 2.3986

2.2.2构造边部断层遮挡形成的剩余油

由于断层的遮挡作用，注入水易形成流体滞留区使剩余油驱向断层边部。如官6-8-2井区，官4-8-1井区等。

3、剩余油挖掘实践与成果

3.1先导试验

为验证上述研究的可行性，2011年7月在断块东部断层边部20米部署枣二油组新井一口官6-10，钻遇枣二油层枣二23.5米/11层，投产初期含水71%，日增油9.5t/d，证明了东部断层边部剩余油的存在。

3.2侧钻展开

在东部断层边官6-10井枣二挖潜成功的基础上，2012年11-12月在西部断层内侧距断层30米内微构造高点处优选低效注水井或低产油井实施侧钻井位3口：官7-7-1K，官6-8-2K，官4-8-1K，平均钻遇油层40米/12层，平均钻遇油水同层25米/3层，平均单井初期产能5t/d，初期含水75%，低于断块平均含水21.4%，其中官4-8-1K井日产液53.5m3，日产油12.8t/d，含水76.1%，超出该断块块平均单井日产9.8t/d。

3.3井别转换

在侧钻挖潜的基础上，在两个剩余油相对集中的死油区采取井别转换措施，改变地下压力场提高单井产能。一是同期转注侧钻井官7-7-1K邻井官8-1-1井，转注7个月后受益井日产量由1t/d上升到8t/d，一是东北部官3-8井转采，使得邻井官5-16井日产量由4t/d上升到11t/d。截至2013年11月，官80断块日产油达到82.1t/d，含水94.8%，预测最终采收率提高0.8%。

4、结论

（1）水驱砂岩断块油藏在高含水后期剩余油主要分布在断层遮挡的边角或注水波及不到的砂体部位，该部位为微构造高点，注水受效不明显，水淹程度较低，剩余油丰富。

（2）利用精细油层描述成果可确定剩余油平面及层间分布部位。

（3）利用老井近距离（20-30米）侧钻断层内剩余油可以挖掘死油区，提高断块开发水平。

（4）高含水期区块内仍可通过井别转换改变压力场，驱动死油区。

参考文献

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作者简介

杨莉（1971- ），女，大港油田第三采油厂工作 1992年毕业于华北石油学校石油地质专业，现从事油田开发管理工作。