后期挖潜

关键词： 濮城 油藏 构造 油田

后期挖潜（精选四篇）

后期挖潜 篇1

1.1 开发历程

按产量变化, 锦16兴开发阶段可划分为试采上产、稳产、产量递减三个阶段。目前区块已进入特高含水开发后期, 综合含水已高达97.2%。

1.2 开发现状

截止2012年7月, 锦16 (东) 兴隆台油层共有油井41口, 开井38口, 日产液3858吨, 日产油109吨, 综合含水97.2%, 采油速度0.27%, 采出程度49.93%;注水井总井21口, 开井20口, 日注水4773m3, 月注采比1.23, 累计注采比1.1。

2 开发中存在的问题及潜力分析

锦16兴 (东) 块经过30多年注水开发, 注水井与油井之间已形成固定渗流通道, 注入水在油水井之间所形成无效循环, 注水利用率低。目前综合含水97.1%, 采出程度高达49.84%, 已采出可采储量的87.82%, 注入水波及体积系数达87.62%, 驱油效率54.6%, 平面剩余油分布相当零散, 常规水驱油进一步扩大波及体积、提高驱油效率的难度大, 水驱效果越来越差。

2.1 剩余油分布

锦16兴 (东) 在综合分析中高渗油藏高含水期油水运动规律的基础上, 结合动态监测资料、数值模拟等技术, 认为油藏“双高”阶段剩余油分布主要有以下类型:

(1) 微构造高部位剩余油富集

(2) 断层遮挡附近剩余油富集。

(3) 井间剩余油富集。

(4) 中低渗透层剩余油富集。

2.2 保持较高的压力水平, 具备提液条件

锦16兴油藏一直维持较高的压力水平, 平均地层压力在12.5MPa以上 (原始地层压力13.98MPa) , 选择进行提液增排有利于实现注水引效, 从而有效挖掘高含水期油藏的产油潜力, 均衡水驱效果, 提高油藏的最终采收率。

目前该块月注采比1.48, 部分井区最高注采比已达到1.68, 统计7口油井动液面在井口, 17口油井平均动液面在100-200m之间, 区块平均动液面在280m左右。目前该块油井平均泵挂深度950m左右, 油井平均沉没度有600m左右 (而螺杆泵允许的最低沉没度300m) , 为螺杆泵增排提供了有效空间。

3 挖潜对策

针对锦16兴隆台油层平面、层间矛盾不断加剧的现状, 适时的注水调整、优化注采井网和注水方式, 同时深化剩余油分布研究, 采取配套措施, 改善区块开发效果:

对策一:加强平面及纵向剩余油分布研究, 采取侧钻、补层的措施挖掘油井潜力。

一是加强油藏平面及纵向上层间剩余油分布研究, 在油藏内部微构造高点剩余油富集区 (锦2-3-215井区) 利用侧钻技术, 挖掘剩余油。

二利用补层措施, 挖掘剩余层潜力4口, 累计增油1381t。

对策二:优化注采井网、细分注水, 提高注水利用率, 挖掘纵向和井间剩余油。

(1) 完善注采井网, 保持注采平衡。

(2) 细分注水、重组注水层段, 调整纵向注采结构。

根据这几年侧钻井解释结果显示, 锦16兴纵向上剩余油主要分布在各个小层的油层顶部, 由于该块大部分水井分层注水多为一级二段或者二级三段, 未细化至小层, 纵向上剩余油未得到充分利用。2011年以来通过小层对比, 针对储层动用不均的井组, 重组注水层段1口 (锦2-3-325、锦) , 细分注水4口 (锦2-4-205、锦2-4-316、欢2-21-207、欢2-20-207) 。合理调整了纵向注采结构, 控制了强水淹层、高压层注水, 加强了低渗透层、弱水淹层注水, 注水吸水层数由7段增加15段, 提高了水驱控制程度。

(3) 充分利用监测资料, 确保有效注水。

为了解油藏注水情况, 确定笼统注水井及分层注水井各个小层注水量, 2011年以来加强了注水井动态监测工作, 共测吸水剖面20井次。根据测试结果, 对达不到配注量的注水井通过作业进行了注水调整10井次, 其中分层注水井作业7井次, 确保了分层注水有效率。

对策三:油井通过调参、换螺杆泵等方式, 放大生产压差, 提液增油, 改善高含水油藏水驱开发效果。

锦16兴块为一个高流度比的油藏, 随着开发时间的延长, 含水上升, 产液指数上升。因此, 具有较高的产液速度是维持产量规模的基础。2011年继续在注采比偏高、注采完善井区实施了换螺杆泵、调参措施, 实现了区块提液速度与含水上升同步增长, 保持了区块合理的生产压差。

(1) 在注采比偏高、油井供液能力强的井区实施换螺杆泵措施, 提高泵效、增油降水。

螺杆泵泵效高, 泵效可达70%, 系统效率高;适应强, 有利于抑制出砂, 在高流度比两相流中有利于减少水对油相对的侵扰, 起到降低出水量的作用。2011年相继在区块注采比偏高、注采完善井区实施螺杆泵增排6口, 日增液219吨, 日增油4.9吨, 累计增油1785吨。

(2) 实施调参措施, 确定合理的工作制度, 保持合理的生产压差。

原油与水在地层中流动阻力不同, 在生产压差过大时易造成水的侵入;生产压差过小时, 油井产量降低很多。螺杆泵采油可采用变频柜, 根据地层的产能随时调节产液量, 通过改变工作制度, 从而改变油水渗流方向, 保持合理的生产压差, 从而达到降低产水, 增加产油的目的。2011年以来共计实施调参38井次, 日增液381.8吨, 日增油7.6吨, 累计增油2656吨。

4 实施效果

通过适时的注水调整、优化注采井网及综合挖潜措施, 有效的改善了油藏开发效果:

(1) 全块日产油从2011年初的92吨上升到目前109吨, 日产液从3491吨上升到目前3858吨, 实现高含水、高采出程度区块稳产中有升的趋势。

(2) 采油速度从0.23%提高到0.28%。

(3) 自然递减率从2010年11.5%下降到目前的-7.2%, 阶段累计增油3.98×104t。

4.1 经济效益评价

根据辽河油田经济效益计算公式, 创经济效益6057.87万元。

E= (1-30%) ×F×Q× (P-T-C) -I= (1-30%) ×46943× (2822.75-95.6667.9) -37480000=3018.7161万元 (式1)

式中:

E—成果净现值, 元;

F—分成系数;

Q—增加的油气产量, 吨, 千方;

P—原油或天然气的价格;元/吨, 元/千方 (不含税) ;

T—税金 (城市维护建设税、教育费附加、资源税) , 元/吨, 元/千方;

C—生产成本 (操作成本+折旧) , 元吨, 元/千方;

I—投资, 元。

5 结论与认识

(1) 不断开展剩余油分布规律研究, 及时掌握油层平面及纵向动用程度, 最大限度挖掘油层潜力。

(2) 适时开发调整和配套的综合治理措施, 是油藏高含水开发后期改善注水开发效果的有效方法之一。

(3) 在注水开发中, 应加强油藏动态监测, 重组、细分注水是改善高含水油藏开发效果的有效途径。

参考文献

[1]吕捷.高含水开发后期优化补孔措施挖潜剩余油实践[J].《中外能源》, 2008年06期

后期挖潜 篇2

濮城油田位于濮阳市范县境内,东区沙二上1油藏位于濮城构造东部,系受断层控制的层状构造油藏,石油地质储量1089×104t,于1980年投入开发,标定采收率38.75%,油藏水驱动用储量669×104t,水驱动用程度61.4%。目前,该区油井开井34口,日产液水平3057t,日产油水平80.4t,综合含水97.44%,平均动液面为1130m。采油速度0.27%,,综合递减0.58%,自然递减1.66%。水井开井31口,日注水平2847m3,累积注采比1.04。

2 开发后期剩余油分布规律

2.1 纵向剩余油分布状况东区沙二上11小层剩余油主要分

布在3-17、1-311井区,其它井区也有零星分布,该小层剩余油主要为断层遮挡而形成的,剩余油总体面积小。东区沙二上12小层剩余油主要分布在1-239、P113、1-1井区,其它井区也有零星分布,该井区12小层注水对应较差,主要利用转注、侧钻技术完善小层和平面上的注采平衡,增加吸水厚度,提高水驱控制储量,充分挖潜剩余油,提高该块剩余油的采出程度。东区沙二上13小层剩余油主要分布在1-323-1-327-2-112井区、1-1-1-311-5-101井区之间;东区沙二上14小层剩余油主要分布在1-345至X1-11、1-309北部、1-21、2-17、1-115、1-137井区。东区沙二上15小层剩余油主要分布在3-227井、1-309的北部,由于该井区油井生产层为合采层,含水几乎为99%,故应用卡堵技术来提高剩余油的采出程度。东区沙二上16剩余油主要分布在濮1-21、1-77、1-17、1-321井区之间,该井区剩余油可通过转注、水井补孔技术增加注水井点,增加剩余油的水驱控制储量,提高东区沙二上16小层剩余油的采出程度。东区沙二上17剩余油主要分布在濮1-45、1-37、1-127井区之间,针对该井区存在的注采井网不完善的问题,可应用恢复、注灰补孔、补孔技术来完善注采井网,提高东区沙二上17剩余油的采出程度。东区沙二上18剩余油主要分布在濮1-45、1-37、1-123井区之间;东区沙二上19小层剩余油主要分布在1-107、PJ2、1-115、3-168、2-501井区,该井区主要以恢复措施为主,挖潜剩余油。

2.2 平面剩余油分布状况从平面上看,剩余油除了分布在断

层高部位、注采相对不完善井区和井间干扰形成的死油区外,大多分布在水淹区周围,具体分布在注采井网不完善地区、构造高部位以及断层遮挡部位、高水淹小层等。

3 剩余油挖潜技术及实践

3.1 通过水井的分注、卡封等措施挖水动力滞留区潜剩余油。

S12油层是濮城油田东区沙二上1油藏的主力油层,P31断层和P1-18断层之间的区域,1-366井和1-311井周围的区域,剩余油饱和度值和剩余油储量丰度值相对较大,具有较大的开发潜力,控制剩余油储量累计达到16×104t,该井区由于靠近断层下降盘,受到断封闭作用的影响,剩余油在该处残存。

3.2 通过上返、补孔等措施挖潜由于断层遮挡形成的剩余油。

S16小层的位于P31断层下降盘的中部区域剩余油储量丰度值和剩余油饱和度值相对较高,高值区主要分布在1-107井、1-5井、1-11井和1-109井区附近,剩余油残存的方式主要是由于断层的封闭作用造成的。另外,随着油水事故井的关井,到目前为止,该区域的井网密度不是很大,生产井对油藏的控制程度不高,造成剩余油成片状分布,这几口井周围为以后开发的潜力区域。

3.3 通过分层调剖和层内调剖挖潜层内剩余油。

根据油藏数值模拟东区沙二上16、7、8三个小层在历史注采井网完善区域,由于层内的非均质性还存在一部分层内剩余油,建议根据以上的工艺技术研究结果,对该小层注采井网到位的情况下实施整体调剖。

3.4 利用水平钻井新工艺挖潜差层剩余油。

针对厚度在4米以下的薄油层都是利用直井开采,但因其控制储量小、产能低,开发效果一直不理想,而水平井射开油层井段长,控制油层含油面积大又恰好可以弥补直井开发的不足。

3.5 利用隔层实施水井单注,充分动用二、三类层的潜力。

沙二上1对隔层大于2米的井分注,由于隔层小分注困难,通过水井全封再射、下4″套管重新补开差层注水,注灰、打桥塞等措施避开一类层生产二、三类层,可充分动用了二、三类层的生产潜力,实现油藏由一类层向二、三类层转移。

3.6 单层注水。

东沙二上含油层系为S2S14、5、6、7、8、9,历史上为笼统注水,笼统采油,由于层间差异较大,主力层水淹严重,并且S2S17-8动用较好,S2S14、5、9动用相对较差,层间矛盾突出,可对该块的注水井单层注水S2S14-5、9小层,缓解因为层间差异造成的储层动用不均,提高单层的动用程度。

4 结论

(1)濮城油田东区沙二上1油藏虽整体已经进入特高含水期,处于开发后期,油藏内部剩余油具有高度分散的特点。总体来看大部分层系水淹严重,采出程度高,剩余可采储量少。(2)在落实剩余油纵、横向分布规律基础上,针对不同类型及分布特征的剩余油实施针对性挖潜措施,可以有效提高濮城油田的开发效率并取得明显的经济效益。

摘要：综合应用地质、测井、试验测试及油水井动态数据等资料,按照系统工程的原则,从油藏描述着手弄清沉积相与剩余油分布入手,建立包括油藏地质分析——油藏工程研究——油藏数值模拟——水驱历史拟合——油藏精细综合描述等在内的配套研究技术。该研究成果的实施可以提高东沙二上1油藏水驱动用程度,使油藏的采收率得到进一步提高。

关键词：沉积相研究,剩余油,提高采收率,沙二上1,濮城油田

参考文献

[1]郭平,冉新权,徐艳梅,等.剩余油分布研究方法[M].北京:石油工业出版社,2004:1-2.

[2]林承焰.剩余油形成与分布[M].东营:石油大学出版社,2000:39-44,57-76.

[3]韩大匡.深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨[J].石油勘探与开发,1995,22(5):47-55.

后期挖潜 篇3

濮城油田位于东濮凹陷中央隆起带东北部, 自文留构造向北东伸展的被断层复杂化的长轴背斜。南与文留构造带相接, 北与陈营构造相连, 东与濮城洼陷相邻, 西与卫城—古云集构造隔洼相望。探明含油面积79.31km2、石油地质储量1.5358×104t, 标定可采储量5007×104t, 标定采收率32.69%。是一个复杂的陆相断块油田。发现沙一、沙二上、沙二下、沙三上、沙三中、沙三下、沙四共计7套含油气层系。主力含油层系为沙一、沙二上、沙二下, 石油地质储量1.0386×104t, 占总储量的67.6%。

经过30a的勘探开发后, 油田采出程度达到30%, 综合含水为94%, 主力含油层系都已进入特高含水后期开发阶段。近年来围绕提高采收率进行了精细的研究与挖潜, 水驱效果不断得到改善, 充分显示了油田在高含水后期开发中通过进行深度精细开发的潜力。

2 濮城油田剩余油分布规律

2.1 剩余油微观分布

濮城油田投入开发以来, 共计实施8口密闭取心井, 建立了精细的储层水驱模型, 基本搞清了储层微观剩余油分布规律, 为油田二次开发决策提供了重要的科学依据。其中高含水后期取心3口, 分别在沙一下油藏中部、濮53块沙二上2+3、沙二下中部。取心时油藏处在采出程度较高的特高含水后期开发阶段, 具有一定的代表性。

通过对密闭取心井资料分析:相对高渗部位 (层) 水驱程度很高, 剩余油饱和度低, 主要是分布在细小孔隙内或孔隙内壁, 水驱提高采收率难度大;相对低渗部位 (层) 水驱程度低, 仍然有较多的剩余油, 是水驱提高采收率的主要目标。长期注水开发使储层性质发生较大变化, 孔隙度呈先增大后减小的趋势、渗透率变化较复杂、含油饱和度逐渐降低、泥质含量降低、粒度中值增大。

2.2 剩余油宏观分布

濮城油田目前剩余油赋存状态主要表现为:中渗油藏剩余油普遍存在, 局部富集;低渗油藏剩余油普遍存在, 连片分布;特高含水油藏剩余油普遍存在, 高度零散。从剩余储量分布特征上看:层间剩余油仍为主要开发对象, 平面上剩余油区域主要分布在构造该部位、砂体相带变差部位, 沉积相是控制宏观剩余油的主要因素。目前剩余可采储量511.2×104t, 按照剩余油分布特点可分为以下三种类型:构造控制性、储层非均质控制性、井网控制性。其中构造控制型剩余可采储量75.0×104t, 占总潜力的14.7%;储层非均质控制型剩余油可采储量300.7×104t, 占总潜力的58.8%;井网控制型剩余可采储量135.6×104t, 占总剩余可采储量的26.5%。

3 层间剩余油挖潜策略与效果分析

规模化重组分类储层井网, 充分挖潜剩余油潜力。根据濮城油田分类油藏特点, 制定了不同潜力类型层间挖潜的技术标准, 对分类油藏提出了不同的挖潜技术对策。

(1) 沙二上1油藏建立单砂体差层井网, 实现油藏高效开发。濮城沙二上1油藏剩余油潜力主要集中在二类层沙二上19小层, 水淹程度相对较轻。采用侧钻水平井、开窗侧钻井、全封再射、注灰、分注等配套工艺技术, 组建了沙二上19单注差层井网, 实现油藏小层的单砂体挖潜。共组建单砂体井组22个, 实施油水井工作量234井次, 累计增油4.3×104t。采收率由38.2%提高到40.2%, 增加可采储量61×104t, 自然递减由19.13%下降到10.5%。

(2) 多油层中渗油藏依靠沉积相控制重组井网。濮城油田沙二段油藏为多油层严重层间非均质的中渗油藏, 剩余油潜力主要集中在河道相控制的正韵律层顶部、以前缘相、远砂相为主二三类层中。主要调整对策是:1) 建立沉积相控制下的注采井网, 通过井点层间优化组合、井别调整挖潜层间剩余油;2) 依靠前期隔夹层研究成果, 对主力厚油层采用全封再射、配套堵水、差异性提液, 实施精细注采调整;3) 充分利用侧钻、大修、套分层工艺技术, 实现层间调整。共实施8个油藏调整工作, 实施油水井工作量350井次, 增加水驱动用储量180×104t, 水驱动用程度提高10个百分点, 水驱采收率由31.5%提高到33.8%, 提高了2.3个百分点。油藏分层水驱效果改善, 开发状况得到好转。

(3) 沙一油藏逐步恢复井网, 实施二氧化碳驱实验, 水驱采收率进一步提高。濮城油田沙一油藏为注水开发高含水废弃油藏。根据油藏后期剩余油主要在层内的特点, 采取大井距恢复注采井网和气驱实验, 重新组合了沙一下12、13小层井网, 油藏又重新恢复了生产, 水驱采收率由50.8%提高到52%, 提高了1.3个百分点。在两个井组开展二氧化碳驱先导试验, 取得了一定的增油效果, 累计增油5120.7t。

4 油田总体效果分析

濮城中渗油藏通过分类治理调整, 重组注采井网。优化注采关系, 水驱动用状况明显改善:按照油藏工程计算, 截至2010年12月, 水驱动用程度提高3.8个百分点, 水驱动用程度达到60.7%;水驱控制程度提高4.1个百分点, 水驱控制程度达到84.5%。采收率由35.9%提高到37.7%、提高1.8个百分点。油田自然递减控制在15%以内, 综合含水控制在94%以内。

5 认识与体会

濮城油田中渗复杂断块油藏在特高含水后期对不同剩余油分布的精细描述和刻画, 明确了剩余油分布具有高度分散、局部富集的特点, 奠定了调整挖潜的基础。通过对不同类型油藏剩余油采取不同的挖潜技术进行挖潜, 适应了油藏地质特征和开发特点, 相应的继承工艺配套技术为实施针对性调整提供了技术支撑。通过重组分类注采井网, 使油藏潜力得以释放, 可以实现采收率的提高。

摘要：本文通过对濮城中渗复杂断块油藏进行剩余油分布规律的研究, 从微观、宏观两个方面详细描述了高含水后期油藏剩余油分布特征, 对剩余油潜力进行再认识, 在此基础上, 对不同的剩余油存在类型, 提出了分类油藏不同的挖潜技术对策, 在重组、建立、恢复注采井网的基础上, 进行有效地层间调整挖潜, 改善多油层非均质油藏后期开发效果, 使水驱采收率得到了提高, 水驱效果不断得到改善。

关键词：剩余油分布,重组井网,挖潜,采收率

参考文献

[1]金毓荪, 隋新光.陆相油藏开发论[J].石油工业出版社, 2006, 3 (2) :177-184.

[2]武若霞, 崔耀南.周成勋实用油藏工程[J].石油工业出版社, 1992:312-322.

[3]潘生秦, 王熙华.确定剩余油分布方法及挖潜技术调研报告[J].中原油田分公司信息中心, 2000:99-107.

[4]王传军, 赵春明, 赵春秀.渤海BZ34低渗断块油田调整实践及其效果分析[J].断块油气田, 2011, 3 (2) :244-247.

后期挖潜 篇4

关键词：濮城油田,沙二上1气顶油环型油藏,注水培养,压裂引效

1 油藏基本特征

濮城油田西区沙二上1油藏位于濮城构造西部, 系濮14断层以北与濮31、濮46、濮49、濮3-29断层以西所组成的断块构造油藏。西区沙二上1含油面积8.2km2, 石油地质储量548×104t, 可采储量190.6×104t, 采收率34.75%。西区沙二上1发育濮3-73、濮4、濮3-39、濮46等三级断层, 将其进一步细分为濮4、复杂2个断块, 断块内局部发育小断层, 但基本上不影响断块的完整性。

2 油藏开发的主要问题

西区沙二上1油藏于1980年投入开发, 经历了水力泵、电泵强化开采, 现已进入高含水开发后期, 提液等常规措施, 难以改善油藏的开发效果。随着油藏开发时间的延长, 事故井比例不断增加, 油井受效方向减少, 稳产基础差。统计濮城西沙二上1油藏隔夹层厚度在0.5-3m范围内, 平均隔夹层厚度在1.5m左右。固井质量统计结果表明, 西区沙二上1油藏有35.2%的井固井不合格。加大了开发向Ⅱ、Ⅲ类层转移的工作难度。由于西区沙二上1是气顶的油气藏, 地层压力下降至饱和压力以后, 发生气窜严重, 对油藏开发干扰严重。同时, 由于气藏开发导致剩余油分布更为复杂。

3 改善开发效果的方法探索

3.1 整体工作思路

油藏精细描述→剩余油分布研究→优化调方案→措施、目标井优选

3.2 油藏精细描述

根据层序地层学研究内容和解释方法, 区内关键井的高分辨层序地层分析所建立的层序地层划分方案。建立骨架剖面, 全区闭合, 逐井外推, 重新对比流动单元, 以此为依据, 编制各流动单元砂体空间分布图。濮城油田西区位于濮14断层以北, 濮31、濮46、濮49、濮3-29断层以西, 整体构造形态为一滚动背斜, 背斜轴部被一系列NNE走向的断层复杂化, 构造面积约9.4km2。西区沙二上1油藏主要控块断层有8条, 其中濮25断层在东濮凹陷内属Ⅱ级断层, 是濮城构造的主要控制断层之一, 其余几条为Ⅲ级断层, 控制西区沙二上1油藏的构造格局和油水分布。濮4断层以西部分为濮4断块区, 以东地堑部分为复杂断块区。

3.3 剩余油分布特征研究

剩余油在平面上的分布与砂体的物性变化、沉积相的平面展布、注采井网的完善程度、注水强度、断层的遮挡和分割密切相关, 综合研究表明。西区沙二上1剩余油分布具以下特征:河道砂为主的高渗透区域采出程度高, 水淹严重, 剩余油分布比较零散;各流动单元在注采井网不完善, 注采井距不协调, 注水强度小, 累计注水量小的区域, 有部分剩余油分布;各流动单元在断层遮挡区域, 有剩余油富集。

3.3.1 剩余油富集形式

3.3.1. 1 水淹区内

濮城油田西区沙二上1油藏残余油饱和度为0.4, 水淹级别研究中, 将剩余油饱和度小于0.48的油层区域定义为水淹区。饱和度介于0.48和0.4之间的这部分剩余油, 是水淹区内提高采收率的物质基础。

3.3.1. 2 弱或未水淹区

弱或未水淹区, 就是指含油饱和度大于0.48的区域。按剩余油形成原因, 可划分为以下三种类型:

注采不完善型:这部分剩余储量主要是由于井网较稀, 油层物性较差等原因, 形成剩余油的局部相对富集。统计显示, 该类型剩余油地质储量58×104t。在濮城油田西区沙二上1的未水淹区剩余油分布中该类型占据主力地位。构造高部位型:濮城油田西区沙二上1边水比较发育, 北西低, 南东高。注水开发过程中, 注入水从构造高部位向低部位推进快, 造成低部位油井比高部位油井见效快、见水早、水淹快, 而在高部位形成剩余油富集区。断层遮挡型:濮城油田西区沙二上1由于断层发育, 断块大小和形态各异, 注入水难以波及到断块的边角地区, 剩余油富集。

3.3.2 剩余油分布规律

平面上剩余油分布受沉积微相和构造条件控制, 且注采方式影响明显。

纵向上沙二上16小层剩余油储量较大, 沙二上19小层次之, 沙二上17、8两个小层又次之。

4 矿场实施效果

依据剩余油分布规律, 利用本层系、下层系事故井挖掘断层控制型剩余油;利用濮卫次洼带砂体相态相对稳定特点, 加强注水, 对应油井实施压裂引效;加强注采管理, 总结动态调配规律, 通过降含水稳产增产;精细构造刻划, 实施补孔挖潜小断层发育的构造复杂带剩余油;提前注水培养, 压裂引效濮卫环洼带变差区域剩余油;规律性换向注水, 确保濮4块注水见效, 提高水驱采收率;油藏地质储量增加15×104t, 水驱控制程度达到82.8%, 水驱控制储量453.7×104t。油藏自然、综合递减分别由2010年的16.12%和8.43%下降到2011年的-2.21%和7.82%, 分别下降了18.33和16.25个百分点。

5 结语

处于高含水开发后期的油藏, 油藏周期性的精细描述, 是改善开发效果的基础;气顶油藏其气顶以及油气边界是剩余油富集的潜力区;在认清剩余油分布的基础上, 针对性地优选挖潜措施, 需做到一井一策。

参考文献

[1]陈立官, 油气测井地质[M].成都科技大学出版社, 1990.