新民油田民36區塊細化開發滲流單元技術研究

孟凡明

（吉林油田公司新民采油廠，吉林 松原 138017）

新民油田民36區塊細化開發滲流單元技術研究

孟凡明

（吉林油田公司新民采油廠，吉林 松原 138017）

新民油田民36區塊屬巖性斷塊油藏，低孔隙度、低滲透率、低豐度，地下砂體連通性差。1992年投產以來，歷經20年的注水開發后進入中含水期，區塊近幾年開發矛盾逐漸暴露出來，區域性平面干擾嚴重，層間矛盾突出。目前區塊顯現出區域性的開發特點，籠統的開發方式已難以滿足當前的生產需求。區塊不應作為最小的地質單元，開發工作要追溯得更加精細。滲流單元的劃分是有必要的，也是當務之急。

滲流單元；巖性斷塊油藏；低滲透；完善井網；整體壓裂

新民油田民36區塊地質構造為西傾單斜被5條北東向斷層復雜化為4級斷階，東南高、西北低，扶楊油層頂為－800～－1050m。民36區塊為三角洲前緣亞相沉積，沉積微相以分流河道為主，規模大小不一，窄河道150米左右。西南方向物源使得民36區塊在新民油田首先接受沉積，決定了巖石碎屑、泥質含量高，顆粒分選磨圓差。沉積環境差導致了區塊儲層低滲透，各區域各層滲透率差異較大。

油水分布受巖性、物性、斷層及古構造等因素控制，油水分布比較復雜，縱向上沒有統一的油水界面，宏觀區域由斷層控制，微觀區域由巖性控制，總體規律是由東向西油水界面呈階梯狀變低。盡管區塊含油區域基本大面積連片，但單層內部油水分布非常復雜。儲層礦物成熟度雖較高，但層內、層間和平面非均質嚴重。

1 滲流單元的劃分

受靜態上的差異的影響，在開發動態上，區塊不同區域表現出不同的開發歷史和開發形勢。

每個區塊有不同的開發特點和開發方式，每個滲流單元同樣有各自的開發特點和開發方式。通過統計區塊所以油水井的儲層物性、構造特點、滲流能力、砂體展布、開發效果及動態規律，將具有較多相似性的注采井組合并，將具有較大差異性的注采井組區分，就劃分出目前的格局（圖1）。

2 技術探索

2.1 Ⅰ類滲流單元

特點：該單元為區塊主力單元，歷年開發效果好，剩余油富集，措施有效率95%，區域性注采關系建立良好且穩定，但部分注采井組平面干擾嚴重，層間矛盾突出。

技術攻關方向：調控儲層流壓，優化注水結構。

具體做法：為避免平面矛盾加劇，該單元油井控流壓生產兩口，合理控制地層能量，同時縱向上優化注采剖面，調整5口井10個層段。

效果：井組穩升率達到90%。

2.2 Ⅱ類滲流單元

特點：儲層含油性一般，地下井網完善，但該單元易結垢，油井儲層近井地帶導流能力易變差。

技術攻關方向：通過措施解堵，提高結垢區儲層滲流能力，挖掘剩余油。

具體做法：實施解堵類措施18井次。

效果：油井增產明顯，平均單井增油日增油1.1噸，平均有效期8個月，地層導流能力得到明顯提高。

2.3 Ⅲ類滲流單元

2.3.1 產能建設區

特點：地下井網不完善，是最具潛力的滲流單元。

技術攻關方向：推進產能建設，完善地下井網。

具體做法：開展大規模的老區二次加密工作，共優選實施52口油井，投注及配套轉注19口。

效果：年建產能0.57萬噸，水驅控制程度提高7.2%。

圖1 民36區塊滲流單元細化圖

圖2 71-19井區構造井位圖

圖3 71-19井區沉積微相圖

圖4 71-19測井解釋成果

圖5 71-19井區產油構成圖

2.3.2 Ⅲ類滲流單元試驗區-71-19井區整體壓裂試驗

（1）靜態特點

①構造位置有利，便于油氣運移（圖2）。②沉積環境穩定，儲層連通好（圖3）。③儲層發育較好，儲油能力強（圖4）。

（2）動態特點

①加密調整后，地層能量低，地層壓力恢復較慢。②油井產量較低，加密井產能明顯低于老井。③注采不見效。技術攻關方向：整體壓裂改造，改善注采井組注采剖面。

具體做法：主力層11、12小層實施小強度前置原油乳化壓裂，平均強度為1.65，砂比為 30%；接替層 5、6+7小層實施中強度前置原油乳化壓裂，平均強度為2.0，砂比為25%。

效果：壓裂開井10口，有效率100%，初期日增油10.6噸。

2.4 Ⅳ類滲流單元

特點：地層能量分布不均，低產，注水不見效單元。

技術攻關方向：規模開展周期注水，進一步減緩遞減。

具體做法：整體間注、排間輪注、層間輪注8口井20小層。

效果：該滲流單元連續3年自然遞減控制在3%以內。

2.5 Ⅴ類滲流單元

特點：基礎井網，生產方式以撈油為主。

技術攻關方向：優化撈油周期，實現產能最大化。具體做法：運用液面恢復法、月產能標定法、效益評價法和歷次數據周期擬合法分別開展撈油試驗。效果：油井71-29月撈油37.6噸，效果顯著。

3 取得的認識

3.1 在注采矛盾暴露早期的及時調控是十分必要的。

3.2 在主力層局部水洗嚴重的情況下，主力層仍是剩余油富集區，在水驅前緣未波及到油井時，接替層是重點挖潛對象，應及時挖潛。

3.3 結垢區應及時開展措施解堵工作，解決井筒及儲層結垢問題。

3.4 井位部署時應考慮到區域性的構造走向，注入水仍擺脫不了重力作用的束縛，累注量高的老水井區加密，勢能主控水驅方向。

3.5 整體壓裂能有效改善井組注采關系，提升整體開發效果，且在儲層發育、改造規模相近的情況下，前置原油乳化對低滲透油藏適應性較強。

3.6 在現有的井網和層系，通過注水量的周期性變化，改變同一注水井點的注水量或改變液流方向，能使油層壓力場發生變化，產生較大擾動，使平面壓力場重新調整，使常規水驅滯留的原油動起來。

3.7 油層的微觀非均質性引起的毛管滯留作用，將使水滯留在低滲透層中，注入水在低滲透層中的滯留量增加，能促進油層中的毛管吸滲作用，增加滲吸深度，提高注入水的利用率和水驅波及系數。

3.8 周期注水能使油層巖石和流體的彈性作用得到充分發揮，促使原油從低滲透層流向高滲透層，可提高油層采收率。

3.9 液面恢復法、月產能標定法、效益評價法、歷次數據周期擬合法四種撈油周期優化調整方法的綜合應用能確保撈油周期最優，效益最佳。

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