沙丘5井区梧桐沟组油藏开发效果差的原因
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摘 要：沙南油田沙丘5井区开发存在的主要问题是见水前产液稳定，含水低，见水后含水上升快，产油量下降快；油藏自然递减快；地层压力低。造成此问题的主要原因是沙丘5井区储层束缚水饱和度（Swi）、残余油饱和度（Soi）偏高、含油饱和度（So）和可动油饱和度（SOmov）偏低。
关键词：沙南油田 束缚水饱和度 含油饱和度
中图分类号：TE155 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）03（c）-0250-02
1.1 油藏基本特征
沙南油田沙丘5井区梧桐沟组油藏地处准噶尔盆地东部，构造位置处于沙丘构造南断块沙丘断背斜上。
目的层二叠系梧桐沟组油藏沉积厚度150～190 m，分为四个砂层组P3wt11、P3wt12、P3wt13、P3wt14，这四层均为含油砂层组，其中P3wt13-1砂体不发育；P3wt12砂层组的砂体为单砂层，分布较为广泛，沉积稳定，是仅次于P3Wt13层的油层。梧桐沟组P3wt12及以下开发层系的油层属冲积扇――扇三角洲相沉积。大体在P3Wt14晚期或末期，湖水西侵覆盖本区，开始出现扇三角洲。至P3wt12中期，结束扇三角洲历史进入湖泊――三角洲沉积阶段。
梧桐沟组油藏储集体岩性主要为中砂岩、粗砂岩、砾状砂岩、含砾砂岩、砂砾岩及砾岩。储层物性较差，以中孔、中低渗为主。
1.2 开发历程
1997年在沙丘古构造与北三台凸起间鞍部部署了沙丘5井，获得工业油流，发现了沙丘5井区梧桐沟组。沙丘5井区1998年10月投入开发，2000年6月投入注水至今。
1.3 开采现状及存在的问题
至2013年5月采油井总数94口，日产液水平654 t，日产油水平357t，综合含水45.5%，累积产油154.35×104 t，注水井总数26口，日注水平1076 m3，年注水量16.58×104 m3，累积注水量213.64×104 m3。
目前油藏存在以下主要问题：
（1）见水前产液稳定，含水低，见水后含水上升快，产油量下降快；扣除补层因素外，产油量比投产初期下降了50%以上
从全区的开发曲线看，2001年7月开始见水，见水前油藏综合含水8%（地层水），至2003年11月，扣除补层因素外，含水为37%，历时29个月，平均每月上升1个百分点。见水至2003年11月含水上率平均每年上升12%。产油量下降快，该油田最初年采油量为29.216×104 t，初期产能除油藏的东北边部及西部部分区域外，产油量以大于10t/d主。目前年产油量为17.26×104 t，累积采油114.4×104 t，采油速度1.6%，采出程度仅8.67%。目前日产油量大于3～5 t的井主要分布在油田的中部和南部部分地区。
（2）油藏自然递减大
油田全面注水后，递减得到有效控制，但由于含水的上升和产液能力的下降，使递减又增大。2001年油藏水平自然递减28.2%，水平综合递减20.1%，2002年的水平自然递减为18.6%，综合递减为10.7%，2003年油藏水平自然递减高达30.7%，比上年高出12个百分点。2006年的水平自然递减为25。4%，综合递减为10.1%，油量自然递减为17.8%，油量综合递减为10.8%。
（3）油田见水早，见水后含水上升快
沙丘5井区梧桐沟组油藏在2000年6月份投入注水开发，在不到一年的时间，先后有4口井见水，至2003年月11月，油田综合含水从投产初期的8%，上升至25.8%，如扣除补层措施见效因素外，综合含水37%，历时29个月，平均每月上升1个百分点。
（3）地层压力依然保持较低
开发初期依靠天然能量开采，地层压力下降快，2000年6月油藏注水前地层压力已下降到19 MPa，2003年下半年地层压力下降到18.2 MPa，2006年上半年地层压力为18.3 MPa，地层压力相对稳定，但是压力保持程度只有62.5%。压力保持程度低导致油井的产液能力不断下降，严重制约着油藏稳产。
沙丘5井区梧桐构组油藏油井见水早，见水后含水上升快，平均含水比7.4%～45.8%（表1），地层压力下降快，目前已下降10 MPa，产油量下降快，目前产油量为初期的39.1%。
为了搞清楚沙丘5井区梧桐构组油藏开发差的真正原因，选取本区26块样品作了相渗测试。通过对沙丘5井区及彩南油田J2x、J1s的相渗资料分析、对比（表2），梧桐沟组油藏相渗有以下特点：
2.1 束缚水和残余油饱和度高（表2）
以渗透率分布大于5×10-3 μm2的20块样品统计，束缚水饱和度29.02～65.4%，平均54.18%，残余油饱和度14.9～41.5%，平均24.5 %。
2.2 含油饱和度和可动油饱和度低（表2）
以渗透率大于5×10-3 μm2的20块样品统计，含油饱和度34.6%～70.2%，平均46.3%，可动油饱和度11.1～29.5%，平均21.57%。
2.3 无水期采收率和最终彩受率低（表2）
以大于5×10-3 μm2的20块样品统计，无水期采收率18.8%～41.6%，平均28.7%，最终采收率28.8%～61.1%，平均46.28%。
2.4 储层含水饱和度稍有增加，油相相对渗透率急剧下降，水相相对渗透率明显上升
表3是对油相相对渗透率从1降到0.2时，对应的含水饱和度增加幅度、水相相对渗透率变化情况的统计。含水饱和度在束缚水饱和度基础上，平均增加不到9.1%，油相相对渗透率便从1降到0.2，水相相对渗透迅速上升，平均最大增加到0.19（沙丘5井区水相相对渗透率平均最高为0.29）。
2.5 水驱油后期，水相相对渗透率上升一定程度后，不再增加
水驱油的后期，相渗曲线上明显表明油相相对渗透率下降趋势减缓，特别是水相相对渗透率上升一定程度后，不再增加，甚至有下降的趋势，如图1。
沙丘5井区梧桐沟组油藏的束缚水和残余油饱和度偏高，含油饱和度和可动油饱和度偏低，无水期采收率和最终采收率偏低。这一特征决定了油田见水早，见水后，含水上升快，油产量下降快，无水期采收率低。储层含水饱和度稍有增加，油相相对渗透率急剧下降，水相相对渗透率明显上升，必然决定了油田见水后，含水上升快，产油量大幅度下降。
3 结论和建议
（1）沙丘5井区梧桐沟组束缚水饱和度Swi偏高，含油饱和度So偏低是导致注水开发中见水早、含水上升和产油量下降快的最主要原因，必须加以重视，建议重新核实油藏的含油饱和度，以利于预测今后开发动态和可采储量。
（2）剖面调注、补层压裂、防膨等措施已证明是行之有效的油层保护和改造措施，应进一步进行，特别是补层压裂后的井更应采取分注。
（3）位于构造高部位，尤其是油产量降低明显、水产量和含水率较低、断层、裂缝不发育的区块，可适当进行重复压裂，这些区块进行压裂改造仍不失为今后增产、稳产的重要措施；东北部区可选若干低产、含水又较低的井进行强化压裂试验，以了解其增产潜力。
（4）补层压裂，这一措施主要是新层系投产所致，如扣除补层压裂产量后，油藏产量继续下降、含水率继续上升的势头仍未缓解。今后稳产、增产的任务仍很艰巨，急需继续补层压裂，P3wt12-2储层性质优良，仍是今后补层压裂的主要对象。
参考文献
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