海1塊分采區開發效果綜合評價及調整研究

董慧娟(中油遼河油田公司海南油氣勘探分公司 遼寧 盤錦 124010)

海1塊構造位置位于遼河斷陷盆地中央凸起南部傾沒帶的南端，是海外河油田的一個主力區塊，開發目的層為下第三系東營組馬圈子油層，含油面積5.9km2，石油地質儲量1227×104t。對海1塊進行細分層系全面注水調整，劃分出分采區，通過細分層系井網調整，分采區內水驅儲量動用程度達到82.5%，比全塊高8.4%。目前，海1塊已處于高含水、高采出程度的“雙高”階段，剩余油分布零散，改善水驅效果難度加大。本文通過對分采區進行綜合評價，分析目前面臨的主要問題，確定了分采區不適合進一步擴大，而應進行內部調整，提高注水井分注級別，努力實現分注分采，改善水驅效果。

一、分采區概況

分采區共有油井24口，開井22口，日產液504t/d，日產油74t/d，含水85.3%，年產油2.36×104t，采油速度0.95%，累積產油120.34×104t，采出程度38.65%。注水井11口，開井10口，日注水324m3/d，年注水量9.68×104m3，年注采比0.61，累積注水157.64×104m3，累積注采比0.34。

二、分采區綜合評價

1.水驅動用程度高

目前，海1塊分采區水驅控制程度91.7%，水驅動用程度82.5%，分別高于區塊整體開發水平4.7%和8.4%。

2.含水上升速度得到有效控制

通過不斷完善注采結構，分采區含水上升速度得到有效控制，含水上升率由1.29%下降到目前的0.58%。

3.地層壓力保持相對穩定

通過注采系統的不斷完善，斷塊地層壓力相對穩定，保持在飽和壓力85%以上開采。

4.遞減率略有上升

通過分層系加密調整、注水井網調整等一系列的油藏綜合治理，分采區穩產基礎得到有效加強，特別是開始引進深度調剖和壓裂填防砂技術、開展周期注水、大規模找堵水等綜合調整后，自然遞減率和綜合遞減率大幅度降低，分別下降到15.3%和10.5%。但由于多輪次調剖效果變差、水井分注級別低、因油稠、出砂等原因影響，遞減率又有增大的趨勢。

5.水驅采收率提高

海1塊采收率由開發初期的23.9%上升到細分層系全面注水開發后的41.7%。當油田進入高含水開發階段時，僅采出地質儲量的20%，大部分儲量是在高含水期采出。針對分采區進行研究，通過運用甲型水驅曲線等五種方法，對分采區上、下層系分別計算，預測分采區最終采收率可達48.3%。

三、分采區調整可行性研究

1.部署加密調整井的潛力

通過對分采區產量進行按層系劈分，上下層系采出程度分別為35.11%和40.37%，確定單井控制剩余可采儲量為0.9×104t，且分采區平均井距為164m。因此，在分采區部署加密調整井潛力較小，受現有井網限制，無法嚴格實現分注分采。

2.注采系統的完善程度

海1塊d3段北部斷層附近，近兩年投產更新井、側鉆井7口，目前這些油井平均動液面980m，低于全塊平均動液面，而且分采區注采井數比偏低，低于整個斷塊1:2.0，分采區局部地區缺少注水井點，現有井網條件下完善難度大。

3.注水井分層注水情況

分采區油水井井段較長，層間矛盾突出，各主力油層組吸水剖面統計，吸水狀況差異較大，其中E3d2Ⅲ油層組吸水厚度占90.3%，而E3d3Ⅱ油層組吸水厚度只占40.2%，有待進一步細分注水。但由于受油稠、出砂影響，投撈水嘴困難，多級分注受限制，三管分注井占分注水井總數的63.6%，平均5.4層/段，分注級別有待提高。

4.剩余油分布情況

通過統計新鉆井、側鉆井、水平井鉆遇情況，注水波及體積系數達82.5%，平面上剩余油分布零散，改善水驅效果難度大。如海13-18井側鉆后只有2個小層解釋為低油層，其余均水淹，波及體積系數達93.47%。

四、分采區調整對策

分采區合采井數8口、合注井數8口，且井段長、分注級別相對較低，沒有實現真正的分注、分采。受過去逐層上返開發方式影響，上層系開發力度小、采出程度低，潛力大；下層系開發力度大、采出程度高、潛力相對較小。在無法擴大、加密調整的條件下，計劃針對分采區大井段合注的9口注水井進行多級分注，注水細化到小層，以達到分采分注的最終目的。對分采區北部斷層附近上下合采產量不理想且高含水的油井，考慮改為上層系油井或轉為水井。加大采油井堵水、回采和調層力度。對生產或主要生產下層系的且產量較高的油井，仍做下層系油井；對下層系高含水井但上層系有潛力層的改為上層系油井，以提高上層系動用程度。

結論

綜合、客觀的評價分采區開發效果，通過分析目前生產所面臨的實際問題，研究分采區擴大、調整的可行性，對下步調整工作具有重要的指導作用。根據實際生產情況制定合理的調整對策，能有效地改善分采區水驅效果。

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