港西六区高含水期挖潜剩余油的对策

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[摘 要]本文论述了港西六区油藏高含水期挖潜剩余油的对策，即在加强油藏精细研究，深化油藏认识的基础上，针对港西六区套损井多、剩余油较为分散、含水上升快、地层能量不足的特点，对剩余油的分布规律进行了研究及潜力分析，以主力油砂体为基本调整单元，结合水平井、侧钻水平井等复杂结构井及调驱、细分注等工艺技术的应用，进一步完善注采井网，提高储量控制程度，增加可采储量，提高最终采收率。

[关键词]高含水期 剩余油 套变 完善井网

中图分类号：TE319 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）23-0266-01

1 油藏概况

港西六区构造属港西披覆背斜北翼的一部分，是由几个小型断鼻组成的一个微型构造群。含油层位为上第三系明化镇及馆陶组，油层埋藏深度919.4m-1360m。港西六区原上报储量600.2×104t，含油面积2.9km2，重新计算地质储量565.5×104t，含油面积3.41km2，减少地质储量34.7×104t。六区位于港西开发区构造边部，油层发育相对较少，历史上井距大，油井水淹严重，采收率低，开发效果较差。

2 开发中存在的主要问题

2.1、报废井、套变井多，降低了井网完善程度

港西六区目前在册井共39口，其中开井24口（采油井18口，注水井6口），带病生产4口，因套变及层位单一关井15口。不在册井共42口，其中13口为地质报废。采油井套变报废8口，出沙及储层单一10口关井、报废，注水井套变报废1口，储层单一10口关井、报废。

2.2、注采井网不够完善，单砂体动用程度偏低

港西六区一类含油面积共40个砂体，其中仅有10个砂体有井生产，占总砂体的25.0%，储量占47.90%；在3口以上者仅有13个砂体，储量为362万吨，占总储量64%。

2.3、单井含水上升快，区块整体含水率高，整体采出程度低。

通过单井生产情况看出该区块的井在初期生产时含水较低，单含水上升迅速，短时间内达到90%以上。这一特点和六区整个区块含水变化情况相似。分析原因主要有两点，一方面由于该区原油粘度大、储层为高孔高渗储层，在渗流上存在有水粘度大，边水容易突进或底水锥进；第二方面分析认为，该区主力砂体均有部分底水能量，而在射孔生产时未能充分考虑流体特征，射孔程度较大，没有避开水层，导致单井投产含水上升迅速甚至投产即高含水。

2.4、长期以边底水能量为主进行开发、地层能量下降

港136井区的NmIII-2-1小层为港西六区的主力含油砂体，对该层历史上生产过的6口采油井生产情况及动液面数据进行统计分析，该层的后期投产的井动液面呈现递增的趋势。2013年1月投产的井西12-21井2013年12月动液面达到了900m，说明该层的地层能量逐渐降低。

3 剩余油分布规律研究及潜力分析

要做好挖潜，必须首先搞清剩余油的分布规律，通过综合运用各种动静态数据，在构造模型、沉积模型、储层模型、三维油藏属性模型建模的基础上，应用油藏数值模拟技术，结合相应测试成果和油藏工程分析，系统开展了剩余油潜力分布规律的研究。

港西六区平面上分为2个开发单元，南部开发单元与北部开发单元，其中北部开发单元分为港136井区与港194井区，南部开发单元分为西18-16井区与港114井区。各个井区纵向上的主力层比较单一，港136井区的主力层为NmⅢ-2-1小层，港194井区的主力层为NgI-1-1小层，西18-16与港114井区的主力层为NmⅢ-4-1小层。

针对以上分析存在的问题，根据油砂体范围大小、油层厚度大小、动用情况及剩余油分布情况的综合分析，对该区的剩余油潜力进行研究，主要针对以下方面：

3.1单砂层采出程度差异大，具有改变开发方式，提高油藏动用程度的潜力

在重新计算储量的过程中，可以看出各层间采出程度差异较大，NmⅢ油组的采出程度相对较高，为14.4%，NmⅡ油组采出程度相对较低，为4.0%。部分主力层，如NmⅡ-8-3、NmⅡ-9-2，NmⅢ-4-1、馆Ⅰ1-1等采出程度不足10%，具有进一步完善注采井网，改变开发方式，提高油藏动用程度的潜力，下一步可针对单层进行调整。

3.2 井距大，具有进一步加密新井完善井网的潜力

首先对目前该区的井网井距进行分析，港西六区目前井距为347.56m。采用谢尔卡乔夫公式，对目前井网密度及六区合理井网密度、最佳井网密度进行计算。根据新计算储量和面积，合理井距为207m，最佳使用井距为143m。因此区块具有进行井网加密的潜力。

3.3套变井、报废井多，具有实施更新井挖潜剩余油的潜力

港西六区报废井，套变井多，降低了该区块的井网完善程度。部分井由于套变、出沙等致使工程报废的井周围仍存在潜力；统计该类潜力砂体共有8个砂体，单井控制总储量为32.8万吨，采出程度为12.7%。这类周围可以打更新井进一步挖潜剩余油。

3.4储层解释为二类，但仍有较大挖潜剩余油的潜力

西13-20井区NmⅢ-2-1为带有隔夹层的底水油藏，西13-21井1995年6月～1998年1月单采NmⅢ-2-1，阶段初期日产油12.93t/d，含水60.3%，阶段末期2.29t/d，含水94.7%；该层累计产油0.97×104t。西新11-9井附近有底水，距离西13-21井仅174m，西13-21井含水上升原因为西新11-9井附近的底水推进造成的。西13-20井1986.04.06～1987.04单采NmⅢ-2-1，阶段初期日产油1.83t/d，含水91.5%，阶段末期2.34t/d，含水88.3%，该层累计产油0.3×104t。西13-20井该层全射开，下部有2.4m隔层，西14-21井下部为厚底水中间无隔层，分析西13-20井的含水上升是由于该井井底压力降低导致西14-21井的底水锥进造成。但该井区顶部仍存在剩余油，因此该井区可以利用水平井挖潜该井区顶部剩余油。

3.5微构造研究找出潜力油层

在单砂体微构造研究的基础上发现，处于同一构造的低部位的井已证实出油，认为高部位应为潜力点。

4 取得的认识

在重建地质模型和剩余油分布研究的基础上，以主力油砂体为基本调整单元，结合水平井、侧钻水平井等复杂结构井及调驱、细分注等工艺技术的应用，进一步完善注采井网，提高储量控制程度，增加可采储量，提高最终采收率。

在研究的基础上针对7个主力砂体进行调整，设计新井18口，其中采油井15口（水平井6口），注水井3口。最终形成17注30采的注采井网。井网的完善可以进一步提高区块的产量，提高二次开发整体水平。