马20块“双高期”剩余油研究与应用|新马6怎么把剩余公里数调出来
时间：2019-05-16 03:16:12 来源：雅意学习网 本文已影响 人 
摘 要： 马20块由于油层层段多、含油井段长，不同砂岩组渗透性差异大，加上多年注水开发，平面矛盾和层间矛盾突出，油层水淹严重，断块高含水井多，含水90%以上的油井占76.9%。断块剩余油分布十分零散，措施挖潜难度大，我们利用各种资料对马20块整体上6个砂岩组、22个小层进行平面及纵向上剩余油分布研究，并针对研究成果，实施措施挖潜，使断块日产油由30t增加到90t，产量翻两番。取得非常好的效果，对整个兴隆台油田高含水区块的措施挖潜具有指导意义。
关键词： 油层水淹；剩余油；高含水区块
1 区块基本概况
马20块位于兴隆台断裂背斜带中南部，为一断鼻构造，含油面积4.1平方公里，原油地质储量1153×104t，标定采收率48.5%，可采储量559×104t。油藏埋深为-2150～-2300m。含油层系为S1下兴隆台油层，马20块兴隆台油层为一套近物源，短河流，沉降速度快的扇三角洲前缘沉积体系。横向上相带窄，变化大，纵向上以频繁的正韵律为主，相带互相叠加，砂体非均质性较明显；岩性为粗粒砂岩、含砾砂岩、砂砾岩与深灰、灰绿色泥岩夹钙质页岩组合，是一套粗碎屑为主的沉积。储层物性较好，属于高孔高渗油层。平均孔隙度21.6%，空气渗透率2770×10-3μm2，有效渗透率170×10-3?m2。泥质含量和碳酸盐含量均较低，泥质含量8.6%，碳酸盐含量为3.7%。油藏类型较单一，为边水油藏。
原油性质较好，地层原油密度0.644g/cm3，体积系数1.55，地层原油粘度1.02mPa·S，凝固点260C，含蜡量11.47%。地层水为NaHCO3型，总矿化度4593～6425mg/L。油层原始压力24.66MPa，压力系数1.12，饱和压力22.69Mpa。属高饱和油藏。
马20块1973年9月投入开发，1975年7月转入注水开发。1987年断块进入递减阶段，1992年以后断块进入高含水开发阶段，目前断块处于“双高期”开发阶段。
2 剩余油分布研究
剩余油分布研究是油田开发中一项复杂而且难度较大的研究课题。国内外研究剩余油分布的方法很多，通过国内外学者对注水开发油田的剩余油分布规律的研究，普遍认为动态分析方法是目前我国多数油田广泛采用的、最有说服力的方法之一。本次研究主要基于马20块的自身特点，结合现有资料状况，利用动态分析法从油层水淹状况方面分析论证剩余油潜力区的分布。
2.1 剩余油分布特征
利用各种资料对马20块整体上6个砂岩组、22个小层进行平面及纵向上剩余油分布研究，结果显示，平面上剩余油饱和度较高地区分布面积小，呈零星分布，个别地区呈舌状，强水淹区多为带状、大面积连片分布。剩余油分布与注采系统密切相关，注采井网不完善或离注水井较远地区，剩余油饱和度较高；注采井网相对完善，则剩余油主要分布在构造高部位、河道侧缘及断层边角地区。纵向上各砂岩组水淹状况存在一定差异。Ⅸ砂岩组水淹最严重，其强水淹区面积占该砂岩组含油面积的92.4%，Ⅵ砂岩组水淹最差，其强水淹区面积占59.02%。纵向上剩余油主要分布在Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ、Ⅹ砂岩组。
2.2 剩余油分布类型
马20块兴隆台油层小层结构比较复杂，渗透率变异系数和非均质系数都比较大，纵向上层系多，经过多年的注水开发，水淹状况比较严重，而且各小层之间差别比较大，剩余油分布规律也不尽相同。将兴隆台油层分为6个砂岩组、又细分为22个小层，绘制了22个小层的水淹图，应用动态分析方法对22个小层的剩余油分析，剩余油的分布特点可以分为5种类型：
1）注入水与断层控制型
主要是靠近断层附近无井采油，由于注入水与断层的遮挡作用所形成的剩余油。
2）薄层砂控制型
主要是由于油层厚度薄、渗透率低、含油不饱满，在开发中生产井点少，或已射开生产，但受干扰，动用状况差所形成的剩余油。
3）构造控制型
这一类型主要是受构造因素的影响，原油集聚于构造顶部而又无开采井点所形成的剩余油。
4）岩性控制型
这一类型主要是受岩性、构造因素的影响，如：上倾尖灭、岩性尖灭所形成的剩余油。
5）井间滞留型
这一类型主要是在采油井间或注水井间，由于压力平衡，原油难以流动而形成的剩余油。
3 研究成果应用
为验证剩余油研究成果，同时为三次采油方案部署提供依据，结合马20块剩余油分布的5种类型，我们选择高含水井马726C、更马723、马740实施挖潜。认为马726C井S1下Ⅷ21小层、更马723井S1下Ⅶ21小层潜力较大。
3.1 构造控制型剩余油
主要受构造因素影响，原油集聚于构造顶部而又无开采井点所形成的剩余油。挖潜实例：马726C井S1下Ⅷ21小层。
马726C井是2002年投产的一口侧钻井，2011年3月该井日产油0.6t，日产气1242m3，综合含水98.5%。该井各小层测井解释普遍水淹，邻井马749和马20开采S1下Ⅷ21小层均因高含水关井。针对这种情况，对该层的水淹情况、剩余油分布状况重新落实后，认识到S1下Ⅷ21小层砂体主要分布在断块西部，马726C处于微构造高点，是剩余油富集的有利部位。结合周围油水井注采状况分析马726C距水井较远，水淹较差。而且该井压力水平保持较好，自然电位测井曲线显示箱型，说明该井位于河道主流线上，渗透率较高，综合分析该井潜力较大，有望获得高产。同时考虑该层的沉积特征，选择在正旋回顶部实施射孔。2011年4月8日实施调层，优选射开顶部2m，井段2222.0-22224.0m，静压19.98Mpa，压力系数0.9。日产油65.5t，日产气11395m3，综合含水14.1%。
3.2 薄层砂控制型剩余油
主要是由于油层厚度薄、渗透率低、含油不饱满，在开发中生产井点少，或已射开生产，但受干扰，动用状况差所形成的剩余油。该块S1下Ⅶ21小层，由于油层发育薄，水驱动用状况较差，仅局部井组水淹严重。虽然测井对该井解释为强水淹层，但从更马723井沉积环境分析，S1下Ⅶ21小层处于反旋回底部，水淹较差，为剩余油富集部位，而且该层有较好的油气显示，井壁取芯为油侵。由于周围井对该薄层动用较差，该层压力水平保持较好。2010年5月26日实施调层，射孔井段2267.2-2270.6m，静压19.01Mpa，压力系数0.84。初期日产油6.8t，日产气1313m3，日产水45.7m3，综合含水87.0%。
3.3 注入水与断层控制型剩余油
在长期的注水开发中不可避免地存在井网局部不完善现象，由于井网的不完善性和储层非均质性，造成注入水沿高渗透方向推进。在主河道侧缘及注水波及不到的断层边角。形成局部滞留区。马740井位于构造的有利部位，在断层边部，该井S1下Ⅶ22小层油层发育较厚，厚油层层内非均质性也是影响剩余油分布的主要因素。正韵律厚油层由于底部渗透率高，重力作用很容易在底部形成注入水的通道，使底部过早水淹而表现为油井高含水而影响开发效果，顶部水淹较差，而形成剩余油富集带。作为剩余油挖潜的目标，应选择性的射开水淹差的正韵律厚油层顶部，而避开强水淹层的干扰。马740井2011年4月调层，射开S1下Ⅶ22小层，（10）号层顶部1.0m/1层，避射下部，初期6.5mm油嘴自喷生产，日产油18.8t，日产气12289m3，日产水15.9m3，综合含水45.9%。
这3口井的成功挖潜，使断块日产油由30t增加到90t，产量翻了两番。一方面证实了马20块仍有较大的潜力空间，剩余油分布虽然零散，仍存在水淹较差的地区，只要精细地质研究，加强油藏动态分析，仍能取得较好挖潜效果，另一方面为马20块化学驱方案部署提供了依据。同时也对整个兴隆台油田高含水区块的措施挖潜具有指导意义。
4 结论及认识
1）证实了马20块仍有较大的潜力空间，剩余油分布虽然零散，仍存在水淹较差的地区，为马20块化学驱方案部署提供了依据。
2）剩余油分布规律研究是边底水油藏高效开发的基础和成败的关键。
3）对整个兴隆台油田高含水区块的措施挖潜具有指导意义。
参考文献：
[1]冈秦麟等编，高含水期油田改善水驱效果新技术，北京：石油工业出版社，1999年．
[2]黄炳光等编，实用油藏工程与动态分析方法，北京：石油工业出版社，1998年．
[3]方凌云等编，砂岩油藏注水开发动态分析，北京：石油工业出版社，1998年．
作者简介：
张杰（1972-），男，工程师，1995年毕业于大庆石油学院矿场地球物理专业，现从事测井资料综合解释工作。
