梁家楼油田精细油藏描述在油田开发的应用

一、精细油藏描述开展情况

1. 双低综合治理梁35块, 改善水驱开发效果

梁35块含油面积3.65Km2, 地质储量283.3*104t, 虽其采出程度已高达28.0%, 但精细油藏研究表明:西南部B、C流动单元区域井网不完善, 储量控制程度差。该区63万吨储量无井控制, 纵向上由于储层非均质性影响, 一砂组0、1号小层动用程度低, 吸水剖面资料统计分析邻近井油层动用厚度百分数只有23%, 水淹轻, 具有较大潜力, 对该区实施了双低综合治理, 改善了梁35块的开发效果, 表现在:

一方面产量明显增加, 另一方面储量动用程度提高, 增加了可采储量:

2. 根据剩余研究成果, 零星完善

根据精细地质研究成果及剩余油分布规律的研究, 结合目前井网, 利用钻新井、侧钻井、更新井的新老技术, 挖潜微构造高点, 局部井网控制程度差的区域、A类流动单元过度为B、C流动单元的储层变差区域及注水分流区的剩余潜力。从2000年1月至止目前 (2002.5) 已投产井生产情况看, 零星完善2口, 效果较好, 平均单井4.8吨, 初增能力13.6吨, 含水86.7%, 远低于周围老井95%的含水;到2002年5月, 阶段累产油0.93万吨;侧钻井3口, 平均单井6.8吨, 初增能力20.4吨, 含水44.1%, 远低于周围老井91%的含水;到2002年5月, 平均单井日油9.1吨, 综合含水只有84.5%, 阶段累产油0.656万吨, 有效地提高了储量控制程度。

3. 优化油水井措施实施, 提高水驱控制程度

根据油藏剩余油研究, 优选措施井及措施工艺, 取得良好效果, 至目前实施措施33井次, 有效率78.7%, 阶段累增油4.85万吨。分项措施看, 利用储层层间、层内流动单元变化规律, 采用堵水、卡封与结合射孔、重复射孔相结合方法挖掘层内层间潜力效果最好, 它是目前梁家楼油田最有前途的可行性措施。

4. 优化水平井实施与管理, 挖掘沙三中厚油层生产潜力

目前, 水平井已作为老油田调整挖潜, 提高采收率的一项成熟技术, 这项技术在我厂的生产实践证明:不论是高渗透厚油层油藏, 还是低渗透薄油层油藏, 该项技术均有广扩的应用前景。在纯56块推广这一挖潜技术以来, 至今已在梁家油田及其它低渗透油成功地投产水平井13口井, 取得了较好的开发效果和经济效益。

为了有效控制水增井水锥规模, 确定单元总的调配原则是:注采比保持在1.1-1.3, 保证地层能量能量不变, 低含水期控制水锥速度, 高含水期实施强注强采, 提液增油。

油水井具体的调配方法:

⑴水井

高部位水井控制注水, 减缓水体锥井;

低部位水井提高注水, 保症断块地层能量;

加强BC类流动单元区水井注水, 改善低渗透储层水驱效果;

加强注水井生产及措施管理, 保证正常注水。

⑵水平井周围的生产井

前部油井保持适当液量挡水;

后部油井控制液量或动态关井以减弱引水作用。

⑶水平井

根据生产动态和生产需要, 适时对水平井实施一次补孔、二次补孔、下电泵提液, 充分发挥其生产潜能。

二、经济效益评价

1. 增加可采储量, 提高采收率

该区精细油藏描述推广应用, 通过钻水平井、零星井、侧钻井、油水井优化措施实施, 完善了井网, 增加可采储量94*104t, 提高采收率3.3% (由52.3%↗55.6%) 。

2. 改善了水驱开发效果, 确保了原油产量完成

梁家楼沙三中90年代初期与中期产量递减快, 平均年产量下降分别3.2万吨、1.95万吨, 99年自本项目开展以来, 不断将科研成果应用于实践, 使产量递减减缓, 平均年产量只下降0.39万吨。

3. 经济效益显著

该项目应用近二年半来, 通过大量的控水增油工作, 有效地控制含水上升, 减缓了递减, 改善了油田发效果, 提高了开发水平, 取得显著的经济效益。

(1) 梁35块双低单元治理, 共钻井6口, 阶段总投资665.0万元, 阶段累产油量2.85*104吨, 阶段产出2394万元;

(2) 零星井及侧钻井挖潜分别是2口、3口, 阶段总投资480万元, 阶段累采油1.58万吨, 阶段产出1327.2万元;

(3) 水平井完善井网共投产9口, 阶段总投资1500万元, 阶段累采油3.02*104吨, 阶段产出2536.8万元;

(4) 措施挖潜33井次, 总投入582万元, 阶段累采油量4.84*104吨, 阶段产出4065.6万元;

(5) 油井转注3口, 水井酸化5口, 卡封4口, 大修3口、总投资422万元。注采调配600多井次, 平衡注采关系, 累增油6000吨, 阶段产出504万元

按吨油价格1200元, 原油操作成本360元计算, 则:

效益=阶段总产出-阶段总投入

=总产油量* (油价-成本) -总成本 (钻井+措施+转注+增注)

=12.85* (1200-360) - (665+480+1500+582+422)

=10827.6-3649.0=7178.6 (万元)

合计阶段总投入3649万元, 总产出10827.69万元, 效益7178.6 (万元, 投入产出比为1:2.9

三、结论认识

1.梁家楼油田储层厚度大, 层内层间非均质性强, 层内层间剩余潜力均较大, 堵水与补孔、复射相结合的复合型工艺效果明显, 是油田高含水期控水增油的主要措施。

2.水平井及侧钻井技术是目前油田完善注采井网, 实现增油目的, 改善水驱开发效果成熟而最有发展前途的技术。

3.梁61-63块加强井网完善, 提高注采对应率, 合理利用边水能量, 实现平衡注采, 挖掘东部下砂组及西部上砂组剩余潜力。

4.挖掘剩余潜力的主战场位于B、C类流动单元层段区域、构造及微构造高部位、断层遮挡封闭的无井控制区。

5.通过井网完善、实施措施、加强注采调配, 梁北油区十年多产原油增加水驱可采储量14.1*104t, 提高采收率2%。

摘要：梁家楼油田位于山东省博兴县纯化、乔庄地区, 主力含油层系为沙三段, 自1972年开发以来, 动用程度高, 综合含水高, 因此通过利用精细油藏描述技术, 取得了明显的效果。

参考文献

[1] 许浚远;再论流体势及其与圈闭和油气藏关系[J];地质科技情报;2007年01期.