学文网摘 要：沙二4-6层系位于胜坨油田西部高点，北受7号断层遮挡与坨15断块相邻，内部被次一级小断层切割，各层系构造呈东缓（地层倾角40）西陡（地层倾角60）变化，东、西、南三面被边水包围，最大含油面积4.9 km2，地质储量1328×104t。4-5砂层组为三角洲平原相，6砂层组为三角洲前缘河口坝沉积。原油性质较好，属轻质低粘原油，目前单元已进入特高含水开发阶段，深化剩余油挖潜，提高储量控制程度以确保单元稳产成为单元下步开发的主要方向。经实践认识：剩余潜力主要集中于主力层49、54层，其次是47层以及非主力层53、56层；平面上剩余油分布主要受微构造控制，目前剩余油富集区主要集中在东北部构造高点以及中部断层遮挡区；同时剩余油易在油层顶部富集。对于高采出程度油藏剩余油挖潜可遵循以下三个原则：1、回采采出程度低，剩余储量高的层；2、挖潜高部位及断层遮挡区；3、避射高部位。
主题词：回采 高部位 断层遮挡区
中***分类号： TU62
1 单元的基本概况
沙二4-6层系位于胜坨油田西部高点，北受7号断层遮挡与坨15断块相邻，东、西、南三面被边水包围。最大含油面积4.9km2，地质储量1328×104t，有效厚度19.1m，平均孔隙度30%，平均渗透率4.1-9.7um2，原始含油饱和度为70-75%，油藏埋深1968-2100m。沙二4-6层系共分3个砂层组，16个小层，其中主力油层6个（47，49，54，55，61，63），地质储量为1244.6×104t，占整个单元地质储量的86.6%，储量比较集中。
1.1 构造特征
沙二4-6单元是一个受断层控制的背斜油藏，北部边界为7号断层，内部被次一级小断层切割，将构造进一步复杂化。断层主要集中在西北部，密封程度不一。各层系构造呈东缓（地层倾角4°）西陡（地层倾角6°）变化，在1-1-42井和1-0-83井形成两个局部高点。
1.2 储层特征
沙二4-6砂层组是一完整的河流三角洲沉积体系，其中4-5砂层组为三角洲平原相，砂体为正韵律分流河道沉积。6砂层组为三角洲前缘河口坝沉积。储层沉积特点有以下两个方面：同一时间单元含油范围基本处于同一相带内，油层平面性质稳定，差异不大；各时间单元由于沉积环境差别较大，故储层层间差异明显。
1.3 油层压力、温度及天然能量
4-6单元边水活跃，除北部被7号断层遮挡外，东、西、南三面被边水包围，边水分布因地质条件影响是不均匀的，西部因断层复杂，水体小，边水能量相对弱，边水主体部分在东南两侧。另外因受构造形态和油水界面控制，如前所述含油面积从4砂层组到6砂层组依次减小，而油层厚度却是由上到下逐渐变厚，这样就使得纵向上不同砂层组间边水能量有差异，沙二6砂层组最强，5砂层组次之，4砂层组最弱。
2 单元的开发现状及剩余油挖潜的必要性
2.1 开发现状
根据开发方式的不同，可划分为天然能量开发和注水开发两个大的阶段，在每个阶段内根据开采特征的不同又可进一步细分，详述如下：天然能量开发阶段（1964.6―1975.12）
注水开发阶段（1975.12―目前）①中含水期高速开发阶段（1975.12―1980.12）为改善地层压力持续下降和边水内浸的局面，沙二4-6单元从1975年12月开始注水开发补充地下能量，采用边外注水与内部注水相结合，由于加强了注水使开发形势初步有所好转，单元进入中含水期高速开发阶段，采油速度最高达4.5%，但随着大部分自喷井的转抽，产量快速递减，阶段末综合含水64.6%，采出程度27.7%。 ②高含水期综合递减阶段（1981.1―1989.12）
面对转抽后产量的快速递减，81年-86年主要采取了钻补充完善井、封堵高含水层、上层系井改入生产等措施，提高储量控制程度，取得一定效果，但由于注采井网不完善，注采矛盾突出，产量仍然逐年下降，阶段末采油速度0.52%，综合含水89.2%，采出程度41.65%。
2.2 剩余油挖潜的必要性
随着老区投入开发时间的延长，开采程度的升高，剩余油分布越来越零散，造成了一定数量的失控储量，制约了老区的可持续发展。所以在老区开展沉积微相及相控剩余油研究的基础上，对区域整体研究评价与局部精细解剖相结合，以小层沉积微相研究为重点，搞清储层空间展布规律及剩余油分布规律，进行精细调整挖潜。
3 单元剩余潜力认识
3.1 纵向上：剩余油的分布主要受累积采出状况影响
纵向上，层间物性的差异和累积注采状况的差异，对剩余油的分布起着主要的控制作用。
沙二4-6单元有6个主力层（47、49、54、55、61、63），占单元总储量的86.6%，但主力层层间储量动用状况差异较大4-6单元主力层剩余储量与采出程度统计表做成柱状***，更能直观的看出各个层位的剩余潜力
3.2 平面上：剩余油的分布集中在两个构造高点及断层复杂区
目前4-6单元已进入特高含水开发阶段，统计单元目前34口生产井，有18口井含水大于95%，占单元总井数的52.94%；含水在90%-95%之间的井有13口，占单元总井数的38.24%；含水在80%-90%之间的井有2口，占单元总井数的5.88%；含水在70%-80%之间的井有1口，占单元总井数的2.94%。
3.3 层内潜力分析
另外，沙二4-6单元由于原油性质好，油水运移快，这也是造成目前剩余油在构造高部位富集的原因之一。
4 剩余潜力挖掘实践
4.1 典型井例―11C42
ST1-1-42井区位于单元构造高点，砂体厚度13.9m，相对较厚。该井区，老井ST1-1-42套管在1896.77m缩径，无法修复停产，已工程报废；老井ST1-1J53套管自1817.20m开始弯曲呈狗腿变形，无法修复停产，已工程报废。4-6单元原油物性好，油水粘度比小于7，原油运移速度快，因此平面上剩余油潜力主要受微构造控制，分布于构造高点及断层遮挡区。而1-1-42井区位于单元的局部构造高点及断层复杂区，剩余油较为富集，从实际生产资料绘制的主力层的水淹***可以看出井区位于低含水区，含水小于80%。
5 认识及建议
1、沙二4-6单元非均质性严重决定了注水开发过程中水驱存在严重的不均衡性，导致平面上严重水淹，层间的水驱动用状况存在较大差异，不同油层和不同区块的同一油层水驱程度差异较大，剩余油分布状况异常复杂。
2、文中以实例进行重点分析，采用剩余油分布研究的一般方法，综合应用精细油藏描述、测井技术对沙二4-6单元的平面剩余潜力、层间剩余潜力以及层内剩余潜力进行了较为详细的分析论述，为摸清单井及区域油藏剩余油分布、分析认识层间层内的油水矛盾提供了一定的参考方法和依据。研究表明，精细油藏描述方法为寻找剩余油指明了方向，测井方法是定量评价剩余油的重要手段，综合措施挖潜是实现油田增产的有效途径，对指导老油田开发起到了一定的作用。
3、对于高采出程度油藏剩余油挖潜可遵循以下三个原则：（1）回采采出程度低，剩余储量高的层；（2）挖潜高部位及断层遮挡区；（3）避射高部位，实施侧钻。
参考文献：
【1】 王富金，杨再新.2005.侧钻井油藏地质设计技术及其应用效果，胜利油田开发技 术论文集（2005），P284～P288
【2】 胜坨油田一区沙二4-6及坨15块聚合物驱工程可行性研究报告（油藏工程部分），2005.11
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