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技术创新 l63 纯化油田纯17—1块剩余油挖潜技术研究 ◇胜利油田纯梁采油厂 王家民 纯17-1块为多薄层常规低渗透油藏老区，储层物性差异 网、正方形+矩形4种井网形式。采用数值模拟方法对其进行了 大，岩性复杂，注水开发以来仍具有较大调整挖潜的潜力。 优化。结果表明纯3—5层系采用正方形+矩形井网时水驱采收率 为此开展了两类油藏差异开发技术政策界限研究，形成纯17- 最高。 1低渗透油藏差异开发技术政策界限。在此基础上，开展差异 2．3井距优化 开发井网井距优化技术、I类层特高温化学驱技术、Ⅱ类层 油价为60$b／bl时，采用交汇法计算纯1—2层系、纯3—5层系 差异储层改造技术研究，形成纯17—1低渗透油藏差异开发关 的经济极限井网密度为7．2ha／well、6．0ha／well，经济最佳井网密 键技术，从而形成低渗透油藏差异开发提高采收率技术，改 度17．0ha／well、16．5ha／well，折合五点井网的经济极限注采井距 善油田的开发效果。 为268m、折合矩形井网的经济极限注采井距为218m。 根据胜利油田地质科学研究院研究成果，计算了该块纯3— 5层系各砂组技术极限控制半径 ：纯3砂组为130m；纯4砂组为 纯17—1块经过长期的注水开发，主要存在 以下两个方面的 问题。第一，试验区地质特征及开发状况差异明显 ：①储层岩 113m；纯5砂组为70m。 性复杂多样；②储层物性差异大；③单井液量差异大；④吸水 纯1—2层系采用数值模拟方法：353×500m井距水驱采收率 能力差异大；⑤ 目前含水差异大。第二，试验区进一步提高采 最高。按照5砂组技术极限井距140m设计了340×340m+340× 收率技术难点：① I类层 (纯1一纯2)：高采出程度 、高含水； 280m的正方形+矩形井网。 ② Ⅱ类层 (纯3一纯5)：物性差、差异大、隔层薄、注水压力 2．4经济极限初产 、累产 高。为此 ，在试验区块地质特征、开采状况及剩余油分布深入 油价为6()$b／bl时，根据图版计算得到纯1—2层系实施化学驱 研究及精细描述基础上，针对 I、Ⅱ类油藏不同特征，开展差 油井经济极限初产为3．29t／d、经济极限累油为4098t。纯3—5层 异开发技术政策界限研究，最终形成低渗透油藏差异开发提高 系实施差异储层改造油井经济极限初产为3．77td／、经济极限累 采收率技术，为今后的剩余油挖潜技术提供经验。 油为4699t。 1区块地质概况及开发简史 2．5化学驱技术政策界限优化 (1)调驱粘度技术界限。利用数模手段，计算了调驱粘度 纯17—1块主力含油层系为下第三系沙河街组沙四上亚段， 技术界限。依据采收率增加幅度，合理粘度比应大于0．54，纯1— 纵向上划分为5个砂层组 (纯1—5)，油藏埋深2350m，平均空 2t~下原油粘度4．3mPa．s，对应注入液粘度2．6mPa．s。考虑到经 气渗透率47×10一XIm，含油面积 ．89km，油层有效厚度143 济成本，5()美元下极限提高采收率3．3％0，对应粘度比0．8，驱替 m，石油地质储量233×10t，油藏原始地层温度102oC，地层原 液粘度为3．5mPa．S。因此 ，得到调驱合理粘度技术界限 ≥2．6 油粘度3．75mPa．s，地层水矿化度3()000mgL／。该块于1965年5月