东营组油层开发效果分析

1、xx块东营组油层开发效果分析扌腰：本文通过对牛居油田xx块的开发效果进行分析，指出目前存在的问题是区块储量动用、采出程度高、 水淹严重、平面和纵向上水淹程度不一，针对这些问题指出了下步主要应做好对剩余油主要分布的ii、iii 油层组强细分注水、动态调配注等工作，来保证油田稳产。关键词：开发效果；水淹层：剩余油1 特征1.1關前正xx断块东三段属洪积平原相网状河沉积体系，岩性为含砾砂岩与杂色泥岩不等厚互层。河道总流向为北东东到 南西西，平面上河宽不过100叫条带状砂体彼此分隔河道间沉积的较薄的砂坝和席状砂，杂色泥岩主要为棕色和浅 色，分别代表氧化环境和浅水环境。1.2储层特征东三段储层为可道砂和

2、砂坝，平均孔隙度21. 7%,平均渗透率609x10九n?，屈于高孔隙度、高渗透率的储层， 碳酸盐含量平均为0.99%。泥质含量6. 35%,粒度中值0.35価，分选系数1.74。1. 3油藏类型平面上，i、ii、iii油组在全区分布稳定，iv受构造控制，主要分布在断块高部位。纵向上含油井段长（一1 700. 0 2 050.0 m）,厚度大（油层单井有效厚度最厚61. 6 m,单井平均16. 6 m）尊挣点。多套油水迭加组合，各油层组之 间和内部都没有统一的油水界面，具有层状油气藏的特点，为层状构造油气藏。1.4流制前正原油性质好，比重轻，粘度低，轻质组分含量高，纵向上变化不大。原油密度0.

3、82430.894 4 g/cn?,平均0.859 4,粘度2. 9310服15,凝固点25,含蜡量8. 36%3. 55%,胶质+沥青质含量5. 73%9.46%。地层水型为nahco” 总矿化度矿化为1230. 573552. 09 mg/l02开发赠分析断块于1981年5月试采，1983年12月正式投入开发，1985年6月，正式转入注水开发。截止到1999年11月， 断块己进入高含水、高采出程度的开发后期。按其综合含水率变化情况可将其开发历程划分为4个阶段。2.1低含水开发阶段（1983.121985. 8）初期投产油井7 口，由于地层能量佼高，全部口喷生产，随着油井总数的不断增加，产量

4、上升迅速。至ij 1985年 4月，油井总数从投产初期的7 口增加到23 口，断块日产油量达sij历史最高水平（526 t）。由于没有外来能量的补 充，油藏压力下降快，从18.8mp下降为15. 66 mpa,产量也随之下降。针对这种不利形势,1985年6月开始转注水开 发，初期投产注水井3 口，日注水量285忆8月份注水井数增加到8 口，日注水量为691 ni'。由于注水时间短，油 井没有见到效果，还是依靠天然能量开发。在这个时期，油井综合含水率25%,断块采油速度在1.4%4.97%z间，fi产油在144526 tz间，阶段累积产 油量为24.558 9x10t,阶段采出程度为6.

5、 6%。该阶段的主要特点是：（1）由于初期地层能暈较启j,再加上井网的不断加密，使单井及断块保持了较高的生产能力。（2）油藏压力下降快，由初期的18.8 mp下降到末期的14.98 mk（3）产量下降快，单井日产油由初期的39. 4 t下降到21. 9 to2.2中含水开发阶段（1985.91991.9）经过两年的开发，断块进入中含水开发阶段（含水率在25%75%之间）。阶段初，由于注采关系不完善，油井产量 下降快。1986年5月，对断块实施了以完善注采系统、提高水驱储量控制程度为中心的治理£作，从而使断块日产油由治理前的237 t （1986. 4）上升到318 t （1986.1

6、0）,水驱储量控制程度由56%提高到78%。1990年初，为了改善水驱廿发效果，对断块实施了以注水井分注、调配和油井堵水为主的综合调整，从而使断块 日产油rtl 1989年12月份的144 t上升到1990年11月份的290 t,综合含水由1989年12月份的66.6%下降至1990 年11月份59.1%,取得佼好的效果。为进一步巩固水驱开发效果，1990年底对断块实施了注水井井网加密调整，油井转水井6, 口，使注水井由12 口增加到18 口，日注水量rtl 422 n?上升到830 m3,实施两个月后即见到明显效果，断块日产油水平由1990年12月份 的218 t上升到1991年2月份的25

7、3 to阶段末，油井井数增加到27 口，日产油下降到176 t,综合含水率上升到74. 1%,断块采油速度保持在1. 5%z±, 阶段累积产油量为53. 786 3x10*1,阶段采出程度为14.46%：注水井18 口，日注水量1 046 m3,累注水量145. 5763 x 101 m3,累it注采比0. 65,累计地下亏空75. 188 5x101 m'。随着注水量的增加,地层压力稳定在13. 8 mpa左右。该阶段的主要特点是：（1）该阶段以注水开发为主,经过3次注水井调整，取得一定的效果，但稳产期较短。（2）油藏压力继续下降，由阶段初期的14. 98 mpa下降至怵期

8、的13. 8mpa«（3）产量继续下滑，单井日产油量由初期的2l 9 t下降到6. 8 to含水上升速度快,平均年含水上升速度为7. 8%o2. 3高含水开发阶段（1991.10-1997.12）1991年10月以后，断块开始进入高含水阶段（含水率在75%9班之间）。由于油层非均质性严重,层间渗透率级 差大，层间矛盾非常突出，水井纵向上吸水能力差异较大,注入水单层突进较严重，注入水水驱效率差，注水利用率低, 仅42.64%。又由于上产需要,大部分油井采用大井段合采，致使水淹层位认识不清，堵水难度大且成功率低，从而造成 油井含水上升较快，产量下降快。到1996年7月，断块日产油由阶段初

9、的174 t下降至55 t,综合含水上升到87. 3%。 为提高水驱效率和中低渗透层储量的动用程度，1996年89月实施了以注水井调剖为主的区块整体调剖,使区块含水 上升速度得到有效控制，当年即见到较好的增油降水效果，断块日产油水平由1996年7月份的55 t上升到1996年 12月份的128 t,综合含水市1996年7月份的87.3%下降至1996年12月份81.4%,开发效果得到明显改善。至i1997 年9月调驱失效，综合含水上升到87. 8%o阶段末，油井井数增加到45 口，日产油下降到62 t,综合含水率上升到90%,断块采油速度降到0.8696,阶段累积 产油量为25.987 5x1

10、0t,阶段采'l*程度为6. 99%；注水井15 口，日注水量629代,累注水量344. 353 1x 101 m3,累计 注采比0. 86,累计1也下亏空55. 321 5x 101 m该阶段的主要特点是：（1）该阶段以注水开发为主,经过一次注水井调剖,取得一定的效果,但稳产期较短。（2 ）油藏压力基本稳定在13. 8 mpa左右。（3）产量继续下滑，单井日产油量由初期的6. 8 t下降到l 88 to（4）含水上升速度咸慢,平均年含水上升速度为2. 65%。2.4特高含水开发阶段（1998年月至今）998年月，断块进入特高含水阶段（含水率90%）。这一阶段为水驱油藏开发晚期一水洗油

11、阶段。1998年11月，断块综合含水高这93. 6%,采出程度达28. 68%,油层水淹严重，地层压力有所回升，rtl 13. 8 mpa 上升至15.94mpa左右。999年该块实施了以“稳油控水”为中心的综合治理，取得了较好效果，使区块含水匕升速 度得到控制，日产油也由1998年12月的41 t上升到1999年11月份的52 to3目前註问题及潜力分析xx断块经过历年的开发，已进入“双高”阶段。3.1目前淞问题3.1.1区块储量动用程度高，采出程度高，但各个油层组差异较大平而上，西部、中部水驱储量动用程度高达89. 6%,东部动用程度较低，只有81.6%。纵向上，东营组i、iv油组 水驱储

12、量动用程度（88. 2%、92.1%）和采出程度较高（32. 5%、34. 57%）。ii、iii油组水驱动用程度佼低（82. 3%、83. 6%）, 采出程度为27. 7蜩口 26. 55%,剩余油主要分布在ii、iii油层组内。3.1.2水淹严重，但水淹状况不尽相同1999年，断块25 口油井中，含水人于80%的占20 口，而这20 口井的产油量占断块的90%以上。根据动态监测、 生产动态等资料作出各断块的水淹图，并根据水淹图将各断块的水淹状况分析如下：(1) 平而上水淹程度存在很大差异。水淹我重的主要集中在中西部。剩余油富集区主要分布在构造高部位、断块 边角部位。(2) 纵向上水淹状况不

13、一样。iv油组基木处于强水淹状态；iii油组除东部为屮水淹外，其余皆为强水淹；ii油组 牛26-121、19-20弱水淹，牛92019-120线至断层线附近为屮水淹，其余为强水淹；油组除西部一带，东部 的27-023、28-123井区为中水淹，其余皆为强水淹。3.1.3整个区块地层压力保持较高水平，层间干扰严重东营组地层压力保持在15. 94 mpa,为原始地层压力的84. 7%。大部分油井采用大井段合采，缺乏前期动态监测资 料，砂岩组内各小层水淹状况不清，出水层和出油层也认识不清，层间干扰严重。3.1.4复杂的井下状况，制约着挖潜措施的实施xx块井况复杂，主要表现在现两个方而：一是井下封隔器多，平均3个，有的多达7个，由于封隔器型号复杂， 下封时间长，经常导致捞封卡，从而阻止了一些措施(如堵水、捞封加回采、补层等)的实施。目前xx块因捞封卡的 井有4 口。二是堵水时油井封堵井段长，而且大部分管柱都是封上下采屮间，封堵技术复杂。3. 2潜力分析对剩余油主要分布的11、iii油层组进行强细分注水、动态调配注等工作，扩人水驱波及体积，挖掘其潜力。(2) 水淹严重区域一般是压力相对较高、渗透性好的层，因此可在这些区域实施降压开采或加强水