提高断块油藏开发管理水平初探

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1、提高断块油藏开发管理水平初探　　坨85断块沙三上油藏受构造、套损等因素的制约，井X状况、开发状况逐渐恶化，至2007年底，呈现开井数低、采油速度低、综合含水高的状况。本文就如何提高断块油藏开发管理水平，进行了探讨。在精细地质分析的基础上，加大了井X和注采调整的力度，被动的开发局面逐步得到改善。　　关键词：坨85断块、井X状况、注采调整　　　　　　　　　　　　一、坨85断块开发概况　　1.1构造特征　　坨85断块位于宁海古鼻状构造中台阶上，含油面积2.4Km2，地质储量328×104t，可采储量12

2、6.3×104t。分为沙三上和沙三中两套层系开发。　　1.2储层及流体特征　　坨85单元沙三上是一个单砂层组成的近岸水下扇。砂体由北向南撒开，并在在东、西、南三个方向变薄、尖灭。储层发育较好，展布连续，沙三上是一个中孔中渗、低粘的高压断块油藏，是单元的主力开发层系,孔隙度27.7%，平均渗透率0.387um2，地下原油粘度2.0mPa.s，有效厚度15.9m，地下原油密度0.7656g/cm3，原始地层压力27.2MPa。　　1.3单元开发简历　　　　T85单元于1982年发现并投产，先后经历了天

3、然能量开发阶段、中含水高速开发阶段、高含水产量递减阶段、综合调整治理阶段。　　（1）天然能量开发阶段　　1982年11月-1985年3月：本阶段主要依靠边水驱动开采，采油速度低(0.48—2.34%)，阶段末油井12口，采出程度3.76%，综合含水11.0%。　　（2）中含水高速开发阶段　　1985年4月-1989年12月：1985年4月开始采用边外与内部注水相结合的方式进行注水开发，开发形势明显好转，单元进入中含水高速开发阶段，采油速度最高达5.34％，阶段末开油井17口，平均单井日产油13.5

4、5t，水井7口，注采比1.02，综合含水70.8%，采出程度22.47%　　（3）高含水产量递减阶段　　1990年1月-1998年3月：该阶段虽然采取一系列的注采调整措施，提高储量控制程度，取得一定效果，但由于沙三中未细分层开采，基本处于只采不注的状态，产油量仍然逐年下降。年产油量从1989年的9.9891×104t下降到1997的3.6645×104t。阶段末开油井12口，平均单井日产油6.9t，综合含水90.4%，注水井5口，平均单井日注260m3，阶段末采油速度0.9%，采出程度32.9%。

5、　　（4）综合调整治理阶段　　1998年4月-目前：1998年底把沙三中细分为四个砂层组36个小层，并根据细分层后情况，对单元作了一系列的调整治理，效果较好。　　1.4单元目前生产状况　　坨85单元目前开油井10口，日产液418吨，日产油26.8吨，综合含水93.61%，平均动液面1103米；开水井8口，日注水量768立方米。　　　　二、单元动态开发形势分析及调整效果　　总体上来看，从2008年到目前开发曲线可分为两个阶段：从2008年初到2010年8月，经过近三年扶长停，钻新井，水转油、优化产液

6、结构等一系列措施工作的实施，单元产量整体上呈现上升趋势，取得了较好的开发效果；自2010年8月以来，虽然也采取了一系列措施，但产量仍呈现下滑趋势。　　　　2.1.产量上升原因　　从2008年1月到2010年8月，单元的开发形势明显变好，从开发生产曲线可以看出，整个开发阶段可以归结为“三升三降”：即开井数上升、液量上升、油量上升；含水下降，动液面下降、注采比下降。单元在这阶段最主要的开发特点是能量持续下降。　　2008年初，沙三上开油井4口，占油井总数的26.7%，井区生产井点基本分布在南部，只控制

7、中部断层区域，部分井区储量失控。产量的上升主要得益于以下2方面的工作：　　（1）以扶长停井，提高储量控制程度为思路，对T85沙三上进行治理　　T88-2井组2008年初时只注不采，储量失控7.9万吨，为此于2008.04扶长停井T85-17。　　T101-1井组由于受小断层的遮挡，剩余油相对富集，于是在该井区处先后新投3口油井：2008年5月，T85-26报废利用；2009.04采取侧钻报废井T101-4；2010.03侧钻1口油井T62C51。　　（2）以注采调整为思路，对T85-23下电泵提液

8、，提高中部产能。　　2009年12月T85-23抽改电，对应水井T85-5于2009.12.16-2010.1.24作业检管重分层，单注沙三上配注200m3/d，实注210m3/d，补充地层能量。经过这3方面的调整，井X得到完善，取得了较好的开发效果。　　坨85沙三上开发效果对比表　　　　　　　　截至2010年7月，单元开井数由6口增加到12口，液量上升了174m3/d，油量上升了26.1t/d，综合含水下降了4.36%，注采比逐渐合理，整个单元开发形势变好，但动液面下降了189米