陳桂軍 王蓮 蘆開慶 鄧洪濤

摘要：坨21斷塊經(jīng)歷40多年開發(fā)已進(jìn)入特高含水后期，油藏標(biāo)定采收率4.9%，目前采出程度61.4%，綜合含水97.4%。受儲(chǔ)層非均質(zhì)性、動(dòng)態(tài)規(guī)律等因素的影響，剩余油分布異常零散，各小層大多單向注水或只采不注，通過不穩(wěn)定注水，近年來剩余油挖潛取得了較好效果。

關(guān)鍵詞：高含水;不穩(wěn)定注水;剩余油;挖潛對(duì)策

1、油藏地質(zhì)概況

坨21斷塊位于三區(qū)的西南部，為一地塹式長(zhǎng)條狀斷塊，其北部和東

部分別以5號(hào)和9號(hào)兩條大斷層與坨28和坨11斷塊相接，南部以7號(hào)大斷層與勝二區(qū)相接，西部與邊水相連，油藏含油面積自上而下變小。坨21斷塊1-5單元最大含油面積3.4km2，地質(zhì)儲(chǔ)量735×104t。共5個(gè)砂層組23個(gè)小層，主力層為11、12、24、34、地質(zhì)儲(chǔ)量443.6×104t，占60.35%，主力層基本上為全區(qū)性大面積分布，非主力層以不規(guī)則油砂體分布為主。

1.1???? 構(gòu)造特征

坨21上油組內(nèi)部斷層多，走向近似于東西向，大致和地層傾向垂直，邊界斷塊密封性較好，而內(nèi)部小斷層密封性較差，但有一定的遮擋作用。總體構(gòu)造為向東北方向抬起，向西開口的負(fù)向簸箕狀構(gòu)造。

1.2???? 儲(chǔ)層特征

坨21斷塊沙二上為為河流三角洲相沉積，巖性為細(xì)砂巖和粉細(xì)砂

巖，灰粒狀礫巖，油藏埋深1900m-2080m，油層滲透率400—9000×10-3μm2，平均孔隙度為28%。

1.3???? 流體性質(zhì)

1.3.1? 地面原油性質(zhì)

坨21斷塊地面原油粘度50-800mPa.s，平均粘度為668mPa.s，呈頂稀邊稠分布，平均密度為0.9318g/cm3。

1.3.2? 地層水性質(zhì)

坨21斷塊層系地層水分析資料，Cl-含量10118mg/l，總礦化度17020mg/l，水型為CaCl2型。

1.4???? 地層壓力和溫度

坨21斷塊原始地層壓力為20.6MPa，油層溫度為78℃。油藏屬常溫、常壓系統(tǒng)。

1.5???? 油水關(guān)系及油藏類型

坨21斷塊西部為邊水，水侵系數(shù)182m3/季.MPa，油藏類型是一被斷層復(fù)雜化的正韻律弱親油，中高滲透，低飽和，中稠油油藏。

1.6???? 開發(fā)簡(jiǎn)歷

坨21斷塊沙二段油藏于1966年開始開采。至今大體經(jīng)歷了五個(gè)開發(fā)階段

（1）、1966年11月全面投入天然能量開發(fā)階段;

（2）、全面投入注水開發(fā)低速采油階段（1968.11-1974.5）;

（3）、細(xì)分層系井網(wǎng)，中含水期高速開發(fā)階段（1974.6-1986.3）;（4）、加密完善井網(wǎng)提高水驅(qū)儲(chǔ)量開采階段（1986.4-1993.6）;（5）、控水穩(wěn)油綜合治理減緩遞減階段（1993.7-目前）。

目前單元開油井31口，日產(chǎn)液量2026方，日產(chǎn)油54.8噸，綜合含水97.4，其中含水高于綜合含水97.4%的油井18口。

2、不穩(wěn)定注水在坨21斷塊的應(yīng)用

針對(duì)單元高采出程度、高含水、高產(chǎn)液量的特點(diǎn)，從宏觀和微觀兩個(gè)角度梳理了剩余油分布特點(diǎn)。宏觀剩余油分析主要通過各小層采出程度和剩余儲(chǔ)量狀況，及分砂體采出程度和可采儲(chǔ)量狀況來把握剩余挖潛的主要方向。微觀剩余油分析主要通過主力層的平面、層間、層內(nèi)潛力分析和非主力層的注采井網(wǎng)、剩余油分布狀況來把握剩余油分布的主要特點(diǎn)。最后根據(jù)宏觀和微觀的剩余油潛力分析定制相應(yīng)挖潛對(duì)策。

2.1???? 不穩(wěn)定注水機(jī)理

不穩(wěn)定注水也稱周期注水、或間歇注水，即通過周期性地改變注水方向或注水量的一種水驅(qū)開采方式，它具有適應(yīng)性廣、投入少、見效快的特點(diǎn)，上世紀(jì)五、六十年代廣泛應(yīng)用于前蘇聯(lián)，勝坨油田于八十年代中后期開始逐步應(yīng)用，并取得很好的增油降水開發(fā)效果。

A、對(duì)一個(gè)穩(wěn)定的注采井網(wǎng)驅(qū)替系統(tǒng)，在正常注水下液流流線分布如圖，在注水井與油井連線的主流線上水淹嚴(yán)重，油井之間形成滯油區(qū)。當(dāng)實(shí)施不穩(wěn)定注水，水井1加強(qiáng)注水，水井2停注，則死油區(qū)內(nèi)剩余油將向水井2處移動(dòng)，待水井2恢復(fù)注水時(shí)便將部分剩余油驅(qū)到油井處采出。

B、對(duì)于小斷塊油藏，受構(gòu)造的影響，注水單向受效較為普遍，水線沿平面高滲透區(qū)和油井方向舌進(jìn)嚴(yán)重，驅(qū)油效率低，實(shí)施不穩(wěn)定注水可以通過平面上的壓力調(diào)整，使剩余油重新分布，改善平面儲(chǔ)量動(dòng)用狀況。

2.2???? 不穩(wěn)定注水周期計(jì)算

不穩(wěn)定注水的周期與儲(chǔ)層的導(dǎo)壓系數(shù)成反比，與注采井距成正比，其半周期時(shí)間的公式：

通過數(shù)值模擬技術(shù)對(duì)周期進(jìn)行優(yōu)化。如ST3-9XN148和ST3-10-192井公式法計(jì)算周期為30d，應(yīng)用概念模型，分別以20d、30d、60d和不調(diào)整進(jìn)行模擬，最終得出注水周期在30d時(shí)該井含水和累增油為最佳。

ST3-9XN148井周期注水概念模型成果（2年）

3、效益評(píng)價(jià)

3.1???? 開發(fā)指標(biāo)評(píng)價(jià)

通過不穩(wěn)定注水，單元日增油2.1噸，含水下降1.5%，儲(chǔ)量控制程度2006年63.2%上升到目前74.9%?；謴?fù)儲(chǔ)量控制85.9萬噸。

噸油操作成本由813元下降至614元，噸油運(yùn)行成本由778元下降至587元。

3.2???? 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)及建議：

1、勝坨油田不穩(wěn)定注水實(shí)施單元主要有、坨21沙二1-2為正韻律沉積油藏，在不穩(wěn)定注水實(shí)施過程中取得了較滿意的增油降水效果。

2、坨21沙二8為反韻律油藏，不穩(wěn)定注水礦場(chǎng)實(shí)施效果不夠理想。在措施挖潛的方向上，要規(guī)避高風(fēng)險(xiǎn)措施，在沒有充分依據(jù)論證的條件下，要堅(jiān)決不干。