复杂小断块油藏开发特征分析

复杂小断块油藏开发特征分析
广北区位于八面河油田的北部斜坡带，区内断层发育，主要为三角洲前缘沉积，发育构造油藏、构造-岩性油藏，单砂体含油面积多小于0.3km2，属于复杂、极复杂小断块油藏，油井生产情况差异大，注水效果待进一步认识，有必要分油藏类型进行开发特征认识，以指导区块及同类型油藏下步开发调整。

标签：复杂断块油藏；开发特征；含油宽度；开发调整
1 研究区储量分布特征
经落实，研究区共有510×104t地质储量，考虑研究区内各层系之间的渗透性差异，及由此造成的油藏开发特征、开发水平的差异，本次研究以50×10-3um2为界限，将细分后的各单砂体划分为中高渗透油藏和中低渗透油藏，其中中高渗透油藏300×104t，分布在沙三段、沙四段2、3、4砂组，平均渗透率154×10-3um2，中低渗透油藏210×104t，平均渗透率26×10-3um2，分布在沙四段1、5、6砂组。

2 中高渗透油藏开发特征
该类油藏具有以下地质特征：储层物性好、边水较活跃，地层能量评价为较充足或充足。

油井生产具有以下开发特征：
2.1 油井多以天然能量开采
新井投产、老井补孔措施后，初期产量高（大于10t/天），但含水上升快、产量下降快，且砂体水淹后，油井含水持续上升，由于后劲不足，提掖潜力小。

2.2 注水有效地降低了砂体自然递减率
例如：广北9块S423砂组注水15年，对应油井长期稳产，砂体共有15口井生产过，单井平均累采油16570t，最高达51500t。

砂体采出程度43.6%，远远高于邻块同层位的24.8%和36.1%，目前开井4口，目前生产油井依然保持中含水状态，综合含水88.5%，日产油8.9t。

因此，注采调整可有效控制砂体的自然递减率。

2.3 油井轮采可以取得较好效果
开发初期的高速调层补孔阶段为区块后期稳产造成被动的同时，也为油井轮采创造了可能性，轮采潜力逐渐增大。

2005-2014年轮采20井次，平均单井年增油350t，因此，在构造有利区域进行轮采，逐渐成为广北区增油亮点，为该区的稳产、上产做出巨大贡献。

3 中低渗透油藏开发特征
该类油藏具有以下地质特征：沉积微相主要发育滨浅湖滩砂和滨浅湖泥岩，储层平面、纵向非均质性强，储层物性相对差，边水不活跃，天然能量评价不足。

油井生产具有以下开发特征：
①天然能量开采时，受地层能量影响，早期投产油井较后期投产油井产能高，近边水油井较内部油井液量高，同一时期投产油井，物性决定产能，随地层能量下降，油井生产后期由于供液能力变差，产量下降。

②合理注水有利于补充地层能量，改善油井开发效果，减缓井组递减，提高砂体采出程度。

例如：广北8块沙四段1砂组（图1），天然能量生产一段时间后注水。

对于近边水的一线油井，天然能量可维持生产，油井日产油量在1.0t以上可维持生产49个月，0.5t以上可维持生产72个月，累计采油量4430t，油井生产后期（79个月），由于地层能量下降，液量略有下降（10t左右）。

对于远边水油井，生产36个月（归一化数据）后，由于地层能量下降，单井日产液量下降到5t，日产油量1.9t，但低液低产水平稳定时间长，日产油1.0t 以上可维持生产56个月，0.5t以上可维持77个月，单井累计采油量4827t。

实施注水后，有效补充了砂体地层能量，地层压力回升。

对于近边水一线油井，分两个阶段：注水见效产量上升，含水上升产量下降。

油井日产油量在0.5t以上可维持生产97个月，累计采油量2481t，单井总共累计采油量5868t，较天然能量开采条件下，单井增油1438t。

对于内部二线油井，注水前，66个月累计采油量4635t，注水后，分两个阶段：注水见效产量上升，含水上升产量下降。

根据油井数据归一化递减趋势，注水后油井日产油量在0.5t以上可维持生产116个月，单井累计采油量9717t，较天然能量开采条件下，单井增油4890t。

③注水强度、井距的大小和水淹速度有直接关系。

该区天然能量不足，注水前压力保持水平仅为29.3%，油井附近储层能量亏空严重，导致水井与油井间方向性强；其次，储层平均有效厚度 5.8m，水井日注水185m3/d，油井日产液量38 m3/d，注水强度（7.9 m3/d.m）高、注采比（4.9）过大是导致油井短时间水淹的主要原因，而井距（平均210m）越小，見效、水淹速度越快。

参考文献：
[1]张金岗，赵亚兵，等.复杂小断块油藏开发中立体井网开发技术的应用[J].
中国石油和化工标准与质量，2012，32（2）：164.
[2]关富佳，刘德华等.复杂小断块油藏立体井网开发模式研究[J].断块油气田，2010，17（2）：213.。