CN103993862A

CN103993862A - 复杂断块稀油油藏分层开发方法

Info

Publication number: CN103993862A
Application number: CN201410048540.7A
Authority: CN
Inventors: 唐志春; 李树山; 陈保钢; 王卫东; 黄太明; 茅惠忠
Original assignee: China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Current assignee: China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Priority date: 2014-02-12
Filing date: 2014-02-12
Publication date: 2014-08-20
Anticipated expiration: 2034-02-12
Also published as: CN103993862B

Abstract

本发明公开了一种复杂断块稀油油藏分层开发方法，包括：确定待开发油藏的构造、边底水油藏能量大小；在确定构造的基础上，实现精细地质分层，细化开发单元至单砂体；在精细地质分层的基础上，对各单砂体进行储层性质评价，落实各单砂体间隔层分布状况、物性特征；在确定储层评价基础上，通过开发效果分析，确定各单砂体剩余油分布规律及剩余可采储量大小；在确定剩余油分布规律后，利用数值模拟、结合矿场经验得到水平井部署目的层及直井开采储层层系重组界限；在确定上述条件基础上，按照分层开发技术，实施井网整体规划部署，编制分层开发方案。本发明所述分层开发方法，能够提高油藏储量动用程度，改善油藏的开发效果，提高油藏的采收率。

Description

复杂断块稀油油藏分层开发方法

技术领域

本发明涉及油田开发领域，特别是一种复杂断块稀油油藏分层开发方法。

背景技术

对于复杂断块稀油油藏，具有地质条件复杂的特点。所述复杂断块稀油油藏地质条件复杂一般表现在：平面上为断层发育；在纵向上存在多套油水组合，层状纯油藏、块状边底水油藏同时存在，油层段跨度大、层数多，储层非均质性强。由于所述复杂断块稀油油藏地质条件的复杂性，目前很难有理想的开发方式能够达到理想的开发效果。

以辽河断陷盆地雷家地区雷11块莲花油层为例，自2004年以来，所述油藏按210米井距实施一套井网注水开发，依靠规模产能建设及平面、纵向注采***调整，初期见到一定效果，但2008年后，区块开发效果明显变差，年产油以年下降1.5至2×10⁴吨的速度急剧萎缩，自然递减率高达25%以上，其主要原因一方面是由于产能建设基本结束，另一方面常规一套井网注水局限性，主要表现为纵向上储量动用不均，而纵向上层数多、非均质性强以及油藏类型多样是造成储量动用不均主要因素，如何有效动用各套储层储量是实现油藏有效开发需要解决的问题。

目前国内外有很多与雷11块同类型油藏，其所面临问题与雷11块相似，尚无有效的开发方式来提高采收率。

发明内容

本发明的目的是提供一种复杂断块稀油油藏有效开发方法，改善油藏的开发效果，提高油藏的采收率。

为实现上述目的，本发明提供的技术方案如下所述：

一种复杂断块稀油油藏分层开发方法，包括：

S1：确定待开发油藏的构造、边底水能量大小；

S2：在确定构造的基础上，实现精细地质分层，细分开发单元至单砂体；

S3：在精细地质分层的基础上，对各单砂体进行储层性质评价，落实各单砂体间隔层分布状况、物性特征；

S4：在确定储层评价基础上，通过开发效果分析，确定各单砂体剩余油分布规律及剩余可采储量大小；

S5：在确定剩余油分布规律后，利用数值模拟、结合矿场经验得到水平井部署目的层及直井开采储层层系重组界限；

S6：在确定上述条件基础上，按照分层开发技术，实施井网整体规划部署，编制分层开发方案。

在优选的实施方式中，S6中所述分层开发技术是针对边底水油藏利用水平井开发的，具体的针对纯油藏中上、下有泥岩隔层优势发育单砂体实施水平井采油加直井注水组合方式开发；针对纯油藏中互层状储层实施直井网细分注水开发；针对纯油藏中储层物性差低渗层实施超前注水开发。

在优选的实施方式中，S5中所述确定水平井部署目的层界限包括确定部署目的层厚度、渗透率、渗透率级差、平均含油饱和度、单控可采储量、水平段长度、避底水厚度、压力系数、水平井合理产液量、水平井方位；所述确定直井开采储层层系重组界限包括确定各单砂体间渗透率级差、饱和度差值、压力系数差值、合采单砂体叠合层数、叠合厚度、直井合理日产液量。

在优选的实施方式中，S4中所述确定各单砂体剩余油分布规律及剩余可采储量大小具体通过对各单砂体开发效果评价，落实各单砂体储量、累积采出状况、当前产能、压力，进而刻画各单砂体平面上剩余油分布状况及剩余可采储量大小。

在优选的实施方式中，S3中所述对各单砂体进行储层性质评价包括确定孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量、压力大小；所述落实隔夹层分布状况、物性特征具体为确定各个隔夹层平面上分布范围、厚度变化情况及其孔隙度、渗透性。

在优选的实施方式中，S2中所述实现精细地质分层具体通过在标志层控制下，根据沉积旋回性，将储层细分至砂岩组；再根据电阻、感应曲线回返特征，结合沉积韵律性，将所述砂岩组细分至单砂体。

在优选的实施方式中，S1中所述确定待开发油藏构造具体通过利用人工合成地震记录，落实各砂岩组顶底界面以同时，对三维地震资料进行校正，结合三维地震资料，实现井震结合，将各井各砂岩组顶底投影至三维地震上，根据三维地震解释反应情况，刻画出井间断层位置，落实油藏构造；所述确定边底水能量大小具体通过弹性驱、弹性-边底水驱油藏物质平衡方程式计算出弹性产率、水侵量、水油体积比。

有益效果：本发明提供了一种复杂断块稀油油藏分层开发方法，相对于原来一套井网注水开发的方案来说，本发明针对纯油藏中上、下有泥岩隔层优势发育单砂体实施水平井采油加直井注水组合方式开发；针对纯油藏中互层状储层实施直井网细分注水开发；针对纯油藏中储层物性差低渗层实施超前注水开发。所述有针对性的分层开发方法能够提高油藏储量动用程度，改善油藏的开发效果，提高复杂断块稀油油藏的采收率。

附图说明

图1是本发明实施例中复杂断块稀油油藏分层开发方法流程示意图；

图2是本发明实施中人工合成记录图；

图3是本发明实施中油井与三维地震结合图；

图4是本发明实施例中雷11块莲花油层井位部署图；

图5是本发明实施例中雷11块莲花油层纵向上储层分布图；

图6是本发明实施例中雷观1块纵向上Ⅴ至Ⅶ砂岩组内单砂岩组划分图；

图7是本发明实施例中Ⅶ砂岩组内Ⅶ1与Ⅶ2间隔层分布图；

图8是本发明实施例中Ⅶ砂岩组内Ⅶ2与Ⅶ3间夹层分布图；

图9是本发明实施例中雷11块莲花油层纵向上各单层剩余可采储量分布状况图；

图10是本发明实施例中雷11块莲花油层平面上剩余油分布状况图；

图11是本发明实施例中雷11块莲花油层分层开发模式图；

图12是本发明实施例中雷219块水平井雷11-莲H703平面上部署图；

图13是本发明实施例中雷219块水平井雷11-莲H703纵向上部署图；

图14是本发明实施例中雷219块水平井雷11-莲H703采油曲线图；

图15是本发明实施例中雷观1块水平井雷11-莲H501平面上部署图；

图16是本发明实施例中雷观1块水平井雷11-莲H501纵向上部署图及注采对应图；

图17是本发明实施例中雷观1块水平井雷11-莲H501采油曲线图；

图18是本发明实施例中雷观1块雷23-10、雷24-10平面上部署图；

图19是本发明实施例中雷观1块雷23-10、雷24-10采油曲线及注水受效图；

图20是本发明实施例中雷21-8井组Ⅰ至Ⅳ砂岩组超前注水见效曲线图。

具体实施方式

下面将结合附图和具体实例，对本发明的技术方案作详细说明，应当理解这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围，在阅读了本发明之后，本领域技术人员对本发明的各种等价形式的修改均落入本申请所附权利要求所限定的范围内。

本发明提供了一种复杂断块稀油油藏分层开发方法，在实例中所述复杂断块稀油油藏分层开发方法流程示意图如图1所述，包括：

S1：确定待开发油藏的构造、边底水能量大小；

S2：在确定构造的基础上，实现精细地质分层，细分开发单元；

其中S1中所述确定待开发油藏构造具体通过利用人工合成地震记录，落实各砂岩组顶底界面以同时，对三维地震资料进行校正，结合三维地震资料，实现井震结合，将各井各砂岩组顶底投影至三维地震上，根据三维地震解释反应情况，刻画出井间断层位置，落实油藏构造。S1中所述确定边底水能量大小具体通过弹性驱、弹性-边底水驱油藏物质平衡方程式计算出弹性产率、水侵量、水油体积比。

在本发明中以雷11块莲花油层复杂断块稀油油藏为例进行具体说明。所述确定待开发油藏构造，指利用人工合成记录图，如图2所示，确定单井莲花油层Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ砂岩组顶面构造。由于三维地震资料在录取过程中可能存在不清晰地方，可用人工合成记录进行校正，通过拉取过井三维地震剖面，将各井投影到三维地震上，得到油井与三维地震结合图如图3所示，实现井震结合。根据井与井间三维地震反应情况，精细刻画出井间断层位置，落实各砂岩组构造。

从平面上看，如图4所示，为雷11块莲花油层井位部署图。所述雷11块莲花油层平面上主要有10条断层，其将区块分为8个断块，其中有4个主力断块，分别为：雷35块、雷2713块、雷观1块和雷219块。所述雷11块莲花油层总含油面积2.42平方千米，石油地质储量385万吨。从纵向上看，如图5所示，为雷11块莲花油层纵向上储层分布图。所示雷11块莲花油层纵向上发育7套砂岩组。所述7套砂岩组分为莲花油层Ⅰ至Ⅶ砂岩组。所述7套砂岩组按照性质相近、特征相似原则划分为Ⅰ至Ⅳ砂岩组、Ⅴ砂岩组、Ⅵ砂岩组、Ⅶ砂岩组共四大套。其中主力开发层系为Ⅴ至Ⅶ砂岩组。所述Ⅰ至Ⅳ砂岩组仅在雷219块局部发育。所述Ⅴ、Ⅵ砂为纯油藏。所述Ⅶ砂岩组为块状边底水油藏。所述各个主力断块及主力断块下的各砂岩组均有独立的油水界面及压力***，在所述油藏的储层平面上连续性差，储层非均质性严重，具体体现在所述油层组内部非均质系数4.23，变异系数0.86，渗透率极差136，砂岩组内部非均质系数约3.0，变异系数约0.9，渗透率极差小于100，单砂体内非均质系数约2.8，变异系数小于1，渗透率极差50左右。所述雷11块莲花油层非均质性严重，需要从纵向上细分单元开发，实现储量有效动用。所述边底水能量大小，主要体现在水油体积比上，雷219、雷观1、雷2713、雷35块水油体积比分别为22：1、12：1、15：1；18：1，平均为16：1。

S2中所述实现精细地质分层具体通过在标志层控制下，根据沉积旋回性，将储层细分至砂岩组；再根据电阻、感应曲线回返特征，结合沉积韵律性，将所述砂岩组细分至单砂体。

所述精细地质分层，是在落实各砂岩组构造基础上，通过井间小层对比、电性特征以及沉积韵律性，将各砂岩组细分至小层，再根据隔夹层特征，将小层细分至单砂体，弄清各单砂体在平面上分布情况、沉积特征及其微构造，对Ⅴ、Ⅵ砂岩组内部上、下有泥岩隔层优势单砂体储层，需要精细刻画平面上分布特征。以雷11块莲花油层中雷观1块为例，如图6所示，雷观1块纵向上Ⅴ至Ⅶ砂岩组内单砂岩组划分图。其中Ⅴ砂岩组分为5套小层，其中L5³、L5⁴、L5⁵为主力小层，而L5⁴可细分为L5⁴-1，L5⁴-2两个单砂体，L5³、L5⁵为上、下有良好泥岩隔层单砂体，适合水平井部署；Ⅵ砂岩组分为5套小层，其中L6³、L6⁴、L6⁵为主力小层，L6³、L6⁴、L6⁵均可细分为2个单砂体，即L6³-1，L6³-2、L6⁴-1、L6⁴-2、L6⁵-1、L6⁵-2；Ⅶ砂岩组细分为L7¹、L7²、L7³三个单砂体。

S3中所述对各单砂体进行储层性质评价包括确定孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量、压力大小；所述落实隔夹层分布状况、物性特征具体为确定各个隔夹层平面上分布范围、厚度变化情况及其孔隙度、渗透性，最终确定其是否有遮挡性。

所述储层性质，主要指储层渗透率、孔隙度、含油饱和度、泥质含量、压力大小等，其中渗透率是储层物性好坏主要因素，对储层评价主要是指对储层渗透性进行分析，合理组合各单砂体配置关系，降低储层非均质性，提高各单砂体储量动用程度。所述降低储层非均质性具体是指将渗透率极差、突进系数降至在1.0左右，所述渗透率极差是指最大渗透率与最小渗透率的比值；所述突进系数是指最大渗透率与平均渗透率的比值；所述降低储层非均质性能够为Ⅴ、Ⅵ砂岩组互层状储层直井网细分注水开发层段奠定基础。以雷219块为例，如表1所示，所述Ⅴ砂岩组层状储层单砂体可细分为：单砂体L5¹-1、单砂体L5²-1、单砂体L5²-2、单砂体L5³-1、单砂体L5³-2、单砂体L5⁴-1、单砂体L5⁵-1，将单砂体L5¹-1、L5²-1、L5²-2、单L5³-1、L5³-2组合一起第1组，单砂体L5⁴-1、L5⁵-1为第2组，经计算，第1组渗透率极差为2.4，突进系数为1.8；第2组渗透率极差为1.4，突进系数为1.2。由于第1组渗透率极差和突进系数与1.0相差还较大，需要在此基础上再次进行分组，将第1组进一步分为第11组：单砂体L5¹-1、单L5³-1、L5³-2；第12组：单砂体L5²-1、L5²-2，经计算，第11组渗透率极差为1.2，突进系数为1.1；第12组渗透率极差为1.2，突进系数为1.2，均接近1.0，符合要求。

表1

所述各单层间隔层分布状况、物性特征是指隔夹层在平面上厚度变化情况及其阻挡性，一般来说，隔层是指发育在含油层系内或复合油气藏内能分隔上下油气层或上下油气藏的非渗透和低渗透岩层，但对于边底水油藏来说，随着采出程度提高，较高能量边底会突破隔层的阻挡，致使油井水淹；而夹层是在砂岩组内所分布的相对非渗透层，分布不稳定，不能有效阻止或控制流体的运动，电性特征有明显回返，厚度一般小于1米。根据雷11块莲花油层隔夹层特点，结合油水井生产资料，建立隔、夹层划分标准模板，如表2、表3所示，落实各单砂体间隔夹层平面上展步特征，尤其是对Ⅶ砂岩组边底水油藏内部隔夹层分布状况进行精细刻画。如图7至图8所示，其中图7是Ⅶ砂岩组内Ⅶ1与Ⅶ2间隔层分布图，图8是Ⅶ砂岩组内Ⅶ2与Ⅶ3间夹层分布图。图中颜色越深则表明间隔夹层的厚度越大，颜色越浅所述间隔夹层的厚度越薄，主力断块大部分区域均处于隔、夹层较薄区域，由于油藏Ⅶ砂岩组底水能量充足，目前底水锥进严重。

表2

表3

S4中所述确定各单砂体剩余油分布规律及剩余可采储量大小具体通过对各单砂体开发效果评价，落实各单砂体储量、累积采出状况、当前产能、压力，刻画各单砂体平面上剩余油分布状况及剩余可采储量大小，从而为井位部署提供依据。

通过所述开发效果评价，确定各单砂体地质储量、剩余可采储量，当前产能、压力水平等，绘制平面上剩余油分布规律图，优选平面上选择水淹程度低区域、纵向上剩余可采储量富集层位进行井位部署。如图9所示为雷11块莲花油层纵向上各单层剩余可采储量分布状况图。所述分布状况图描述了4个主力断块的剩余可采储量，从右至左分别为：雷35块、雷2713块、雷观1块和雷219块。图中横坐标表示各单砂体的可采储量，单位为1万吨，纵坐标对应为各个单砂体。从所述各单砂体剩余可采储量分布状况图中可以明显的看出所述油藏的剩余油富集层位。如图10所示为雷11块莲花油层平面上剩余油分布状况图，所述图中有较深灰度的地方为储油区。通过确定剩余油在平面和纵向上的分布状况，可以为井位的部署提供依据。

S5中所述确定水平井部署目的层界限包括确定部署目的层厚度、渗透率、渗透率级差、平均含油饱和度、单控可采储量、水平段长度、避底水厚度、压力系数、水平井合理产液量、水平井方位；所述确定直井开采储层层系重组界限包括确定各单砂体间渗透率级差、饱和度差值、压力系数差值、合采单砂体叠合层数、叠合厚度、直井合理日产液量。

具体实施时，利用数值模拟，确定Ⅶ砂岩组水平井部署目的层及直井开采储层层系重组界限标准。如表4所示，所述水平井部署目的层界限标准的主要指标包括：目的层厚度、储层渗透率、渗透率级差、平均含油饱和度、单控可采储量、水平段长度、避底水厚度、压力系数、水平井方位、水平井间合理排距、直平组合注采井网合理注采井距、水平井合理产液量。如表5所示，所述直井开采储层层系重组界限标准包括合采小层间渗透率级差、饱和度差值、压力差值、合采层数、合采厚度、直井合理采液量等。在确定所述界限标准时，需进行油藏工程和矿场试验，结合两者数据，得到最终部署界限。所述表4中雷11块莲花油层Ⅶ砂岩组水平井部署界限，所述表5中雷11块莲花油层Ⅴ、Ⅵ砂岩组直井开采储层层系重组界限标准。

表4

主要指标	油藏工程	矿场试验	部署界限
				目的层厚度（米）	3～15	6～10	5～15
储层渗透率（毫达西）	200～500	180～457	>200
				渗透率级差	2.0～3.5	2.5～3.3	<3
平均含油饱和度 %	0.44～0.6	0.46～0.55	>0.44
				单控可采储量（万吨）	0.83～2.0	1.37～2.12	>1.2
水平段长度（米）	150～300	220～302	150～300
				避底水厚度（米）	5～13	7～21	>7
压力系数	>0.55	0.75～0.91	>0.55
				水平井方位	平行构造线	基本平行构造线	平行构造线
水平井合理产液量（t/d）	12～22	15～18	20
				水平井间合理排距（米）	120～180	150～200	150～200
直平组合井网合理注采井距（米）	130～200	150～180	150～180

表5

主要指标	油藏工程	矿场试验	界限标准
				渗透率级差	<4.5	<5	<5
层间饱和度差值	<0.2	<0.2	<0.2
				层间压力差值	<0.25	<0.2	<0.2
叠合厚度（米）	10～18	7～20	7～20
				叠合层数	6	8	8
直井合理日产液量（方/天）	10	9	9

所述S6中分层开发案确定时总体遵循：针对边底油藏利用水平井开发；针对纯油藏中上、下有厚度为3米至5米的泥岩隔层优势发育单砂体采用实施水平井采油加直井注水组合方式开发；针对纯油藏中互层状储层实施直井网细分注水开发，其中所述互层状储层是指夹层较发育，一般小于0.5米的低渗层、中渗层、高渗层相互交替的储层；针对一般的渗透率小于50×10^-3平方微米，孔隙度小于10%的纯油藏中储层物性差低渗层实施超前注水开发。

如图11所示，结合雷11块莲花油层的具体情况，为有效动用雷11块莲花油层复杂断块稀油油藏各套储层储量，可制定如下分层开发模式图。其中①为Ⅶ砂岩组边底水驱水平井开发。②为Ⅴ至Ⅵ砂岩组内上、下有泥岩隔层优势单砂体利用水平井开发。③为Ⅴ至Ⅵ砂岩组内部互层状储层利用直井网细分注水开发。④Ⅰ至Ⅳ砂岩组低渗储层实施超前注水开发。

具体技术手段如下：

针对所述Ⅶ砂岩组底水稀油油藏，底水能量充足，利用直井开采，生产压差大，导致底水锥进严重，为降低生产压差，抑制底水锥进，以近年成熟水平井钻、完井技术为基础，根据油藏动静态数据，利用数值模拟方法，结合矿场试验，确定水平井的各项参数，包括各项参数包括：目的层厚度、储层渗透率、渗透率级差、平均含油饱和度、单控可采储量、水平段长度、避底水厚度、压力系数、水平井方位等，通过在底水锥间带部署水平井，充分动用利用直井无法开采剩余油潜能。

针对所述Ⅴ至Ⅵ砂岩组，由于纵向上非均质性强，利用一套井网合采合注，存在储量动用不均问题，为此，在精细地质分层基础上，对于其内部互层状储层，根据各单砂体渗透性情况，合理配置各单砂体组合关系，降低非均质性程度，实施直井网细分注水开发，提高水驱储量动用程度，同时，利用数值模拟，确定直井合理开采层段，包括各合采单砂体间渗透率级差、饱和度差值、压力差值、合采层数、合采厚度、直井合理采液量等，有效动用各单砂体剩余油可采储量。对于其内部上、下发育稳定泥岩隔层的优势单砂体，由于其储层物性好，吸水量大，影响其它储层吸水状况，可单独利用一套井网，实施直井注水和水平井采油组合方式进行开采，增加泄油面积，提高储量控制程度。

针对所述Ⅰ至Ⅳ砂岩组，由于其为砂、泥岩薄互层状特低渗、低渗储层，平均渗透率为48×10^-3平方微米，平均孔隙度为8%，针对此类储层特点，实施超前注水，提高地层内流体驱动压力，加强地层能量补充，最大程度发挥油层潜能。

下面结合雷11块莲花油层分层开发过程中具体的情况进行进一步说明。

所述Ⅶ砂岩组在实施边底水驱水平井开发时，在所述油层上共实施8口水平井，平均单井初期日产液19吨，日产油13吨，含水31.6%，目前日产液18吨，日产油12.4吨，含水31.2%，产量保持稳定，取得了理想的开发效果。

具体以雷219块水平井雷11-莲H703为例，其在平面上的部署如图12所示，在纵向上部署如图13所示，部署层位为单砂体Ⅶ1底水锥间带上。所述水平井雷11-莲H703在2012年5月9日投产后，如图14所示，日产液、日产油分别稳定在20吨、13吨左右，累产油2000吨。所述水平井和Ⅶ砂岩组底水锥间带区域直井相比，日产液量相似，日产油量是直井5倍左右。这说明水平井有降底生产压差、稳水增油能力，能充分挖掘底水锥间带剩余油潜能，解决了所述底水锥间带剩余油无法利用直井进行开采的难题。

所述Ⅴ至Ⅵ砂岩组内部上、下有泥岩隔层优势单砂体采用直平组合注水开发，共实施水平井3口，转注水井3口，平均单井日产液、日产油分别稳定在13吨、10吨左右，含水波动范围20%至23%，与直井相比，日产液量、日产油量是直井3至4倍。

以雷观1块水平井雷11-莲H501为例，其在平面上的部署如图15所示，在纵向上部署如图16所示，其部署层位为优势单砂体Ⅴ3。该井2012年6月6日投产，如图17所示，日产液、日产油分别稳定在16吨、10吨，累产油1400吨。日产油是同生产层位直井雷25-10的3.2倍。如图16所示，为完善所述直平组合注采井网，将直井雷25-09转注，实施直平组合“一对一”注水，水平井产量稳中有升，见到注水效果。

所述Ⅴ至Ⅵ砂岩组内部去除优势单砂体后其它互层状储层利用直井网细分注水开发，共部署实施直井8口，并对注采井网进行规划，转注老井4口，平均单井日产液、日产油分别稳定在12.6吨、7.2吨，达到设计产能，并见到较好注水效果。

以雷23-10、雷24-10井为例，其在平面上的部署如图18所示，2口井均部署在雷观1块，投产层位均为Ⅵ砂岩组，按照表5标准进行射孔井段优化，投产后取得较好效果。如图19所示，雷23-10井初期日产液、日产油为17.5吨、8.8吨；雷24-10井初期自喷生产，日产液、日产油为21.2吨、16吨。另外，为实现直井网细分注水，将雷24-11井转注，根据Ⅵ砂岩组内各单砂体渗透率大小，优化注水井段，实施二级三段分层注水，雷23-10、雷24-10均见到注水效果，产量稳中有升。目前雷23-10日产液、日产油为16.2吨、8.1吨，累产油1300吨；雷24-10日产液、日产油为15.6吨、13.1吨，累产油2150吨。

所述Ⅰ至Ⅳ砂岩组在实施超前注水开发，共实施4个井组。以雷21-8井组为例，如图20所示，注水井雷21-8于2010年7月12日转注，实施超前注水，日注水20方，初期注水压力4MPa，随着注水量增加，注水压力逐渐升高，至2012年8月14日，注水压力高达18MPa。通过压力监测，井组内处于关井状态油井雷22-7静压也由10MPa上升至16MPa，说明地层能量得到较好的补充。为此，2012年10月将雷22-7井复产，对井组内其它2口油井雷21-9和高2-04-2实施补层，进一步完善注采对应关系，取得较好效果。其中雷22-7井日产液、日产油由3吨、1.3吨上升至7吨、4.5吨，产量稳定，目前累增油1020吨。雷21-9和高2-04-2井平均单井日产液6.8吨，平均单井日产油3.6吨，采油强度为0.65吨/天·米，达到区块Ⅴ至Ⅵ砂岩组中渗储层采油强度水平。

本发明针对复杂断块稀油油藏提出一种分层开发方法，针对不同储层制定相适应开发方式。通过确定待开发油藏的构造、边底水油藏能量大小，实现精细地质分层，细化开发单元，对各单砂体进行储层性质评价，落实各单砂体间隔层分布状况、物性特征；通过对各单砂体开发效果分析，确定其剩余油分布规律及剩余可采储量大小；利用数值模拟、结合矿场经验得到水平井部署目的层及直井开采储层层系重组界限；在确定上述条件基础上，按照分层开发技术，实施井网整体规划部署，编制分层开发方案，指导复杂断块稀油油藏的开发，达到提高油藏储量动用程度、提高区块采收率的目的。

Claims

1.一种复杂断块稀油油藏分层开发方法，其特征在于，包括：

S1：确定待开发油藏的构造、边底水能量大小；

2.如权利要求1所述的一种复杂断块稀油油藏分层开发方法，其特征在于：S6中所述分层开发技术是针对边底水油藏利用水平井开发的，具体的针对纯油藏中上、下有泥岩隔层优势发育单砂体实施水平井采油加直井注水组合方式开发；针对纯油藏中互层状储层实施直井网细分注水开发；针对纯油藏中储层物性差低渗层实施超前注水开发。

3.如权利要求1所述的一种复杂断块稀油油藏分层开发方法，其特征在于：S5中所述确定水平井部署目的层界限包括确定部署目的层厚度、渗透率、渗透率级差、平均含油饱和度、单控可采储量、水平段长度、避底水厚度、压力系数、水平井合理产液量、水平井方位；所述确定直井开采储层层系重组界限包括确定各单砂体间渗透率级差、饱和度差值、压力系数差值、合采单砂体叠合层数、叠合厚度、直井合理日产液量。

4.如权利要求1所述的一种复杂断块稀油油藏分层开发方法，其特征在于：S4中所述确定各单砂体剩余油分布规律及剩余可采储量大小具体通过对各单砂体开发效果评价，落实各单砂体储量、累积采出状况、当前产能、压力，进而刻画各单砂体平面上剩余油分布状况及剩余可采储量大小。

5.如权利要求1所述的一种复杂断块稀油油藏分层开发方法，其特征在于：S3中所述对各单砂体进行储层性质评价包括确定孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量、压力大小；所述落实隔夹层分布状况、物性特征具体为确定各个隔夹层平面上分布范围、厚度变化情况及其孔隙度、渗透性。

6.如权利要求1所述的一种复杂断块稀油油藏分层开发方法，其特征在于：S2中所述实现精细地质分层具体通过在标志层控制下，根据沉积旋回性，将储层细分至砂岩组；再根据电阻、感应曲线回返特征，结合沉积韵律性，将所述砂岩组细分至单砂体。

7.如权利要求1所述的一种复杂断块稀油油藏分层开发方法，其特征在于：S1中所述确定待开发油藏构造具体通过利用人工合成地震记录，落实各砂岩组顶底界面以同时，对三维地震资料进行校正，结合三维地震资料，实现井震结合，将各井各砂岩组顶底投影至三维地震上，根据三维地震解释反应情况，刻画出井间断层位置，落实油藏构造；所述确定边底水能量大小具体通过弹性驱、弹性-边底水驱油藏物质平衡方程式计算出弹性产率、水侵量、水油体积比。