多层状边、底水复杂小断块油藏高效开发组合对策研究摘要本文从多层状边、底水复杂小断块油藏开发中存在的主要矛盾着手，以典型区块S-3断块为例，以数值模拟的手段分别对不同开发方式、不同开发层系划分和不同井型的选择等方面进行单因素的开发模拟，在最后对三大主要影响因素进行组合对策模拟分析，预测各种组合开发效果并进行对比分析。找出各种主要开发对策组合的优缺点，从而研究该类型油藏的高效开发的组合对策，对该类型油藏开发提供参考。关键词：多层状边、底水小断块油藏；组合对策前言苏北盆地主体产油层位为三垛组、戴南组复杂小断块油藏。油藏一般具有边、底水，但断层发育，断块面积一般在1km2以内。开发中主要矛盾有三点，一是油藏边界较近，水体能量有限；二是层间干扰；三是直井生产后期易产生底水锥进和边水突进。本文实例W油田S-3断块相当于理想模型，探讨的结论对该类型油藏具有一定的参考价值。1S-3断块油藏地质特点1、断层发育，为复杂小断块S-3断块由南、东、西三个方向F1、F2和F3三个正断层切割形成的一个小型断背斜构造，断层断距20-50m，封堵性好，落实程度高。S-3构造圈闭小，面积约1km2。图1S-3断块III-5小层顶面构造图2、含油层系多，厚度不均，储量分布零散S-3断块U段划分为四个油组，含油油组为II、III、IV油组。含油小层为II-4、III-3、III-5、IV-1、IV-2、IV-3和IV-4层共7个小层。纵向上储量主要分布在III-5和IV-2小层，占总储量的57.9%。3、中高孔、中高渗储层U段储层为三角洲前缘的水下分流河道沉积。储层岩心分析平均孔隙度28%，渗透率13.2-1000mD，平均609mD。4、构造控制的边、底水油藏，具多套油水系统从S-3断块油藏总体特征来看，油藏主要受构造影响。主要为边水油藏，个别层位为底水油藏。2开发对策研究针对油藏特征，主要从开发方式、开发层系划分、开发井型的选择及其组合对策方面进行探讨。2.1开发方式研究该油藏具一定的边、底水能量，弹性产率2.17万吨/MPa。初期开发能量较为充足。但由于油藏处于半封闭状态，为“无源”弹性水压驱动。从Z-1井试采历史拟合结果（图2）中可以看出，随着开发的进行，地层压力下降较快。分别模拟天然能量开发和注水开发方式，可得到图3中地层压力变化特征曲线。注水天然能量图2U层S-3断块累产油与压力的变化关系图3U层S-3断块累产油与压力的变化关系从压力变化曲线来看，注水开发压力下降率较天然能量明显变缓。考虑到初期天然能量较充足，因此，可在天然能量开发一定时间后选择适当时机进行转注，充分利用天然能量。从图中可以看出，在生产约5年后压力下降较快，此时可转注。2.2开发层系划分研究S-3断块U段油藏含油层系较多，但储量主要集中在2个小层，III-5和IV-2小层储量占油藏总储量的57.9%。为模拟一套层系开发和分层系开发效果差别，在开发方式、井型、井数和部署一致的情况下，分别设计一套层系笼统开发和分层系开发进行对比，模拟结果显示，分层系开发效果要远好于一套层系开发，10年开发期结束后采出程度相差5.7个百分点。一套层系开发（采出程度9.8%）分层系开发（采出程度15.5%）图4一套层系开发与分层系开发累产油对比图2.3井型适应性研究边、底水对油藏开发来说，既有能提供较强能量的优势，又存在如果有效避免底水锥进、边水突进的问题。底水锥进主要原因是直井点状开发时，泄压半径较小，形成压降漏斗造成。而水平开发具有明显增加泄油面积、扩大泄压半径的效果。为模拟纯直井开发和水平井开发效果差别，分别设计直井开发和直井+水平井开发进行对比，模拟结果显示，水平井开发效果要远好于纯直井开发，10年开发期结束后采出程度相差2.5个百分点。因此，可以看出，在其他条件一致的条件下，水平井+直井配合开发比纯直井开发效果要好。直井开发（采出程度15.5%）直井+水平井开发（采出程度18%）图-5直井分层系开发与水平井+直径分层系开发累产油对比图3开发效果预测根据上述探讨，设计不同的组合方案：①方案一：直井天然能量开发方案；②方案二：直井注水开发方案；③方案三：水平井+直井天然能量开发方案；④方案四：水平井+直井注水开发方案；在同一地质模型下，对四套方案进行模拟生产，模拟结果见表1。从四套方案模拟结果来看，方案四也即水平井和直井组合注水开发效果最佳。从图6中也可以看出，方案一中高部位剩余油还较多，由于开发能量不足，高部位虽然有井控制，但依旧难以采出。表1设计四套方案生产10年后指标对比方案总井数其中水平井数综合含水（%）累产油（104t)累产气（108m3)采出程度%方案一682.5132.850.1215.52