高含水油田開發后期挖潛增儲措施研究

李園園

摘 要：目前中國東部斷陷盆地普遍已經進入了開發后期，綜合含水率達80%以上，措施挖潛的難度越來越大，本文通過深化認識永安鎮油田永3斷塊油藏基本特征以及剩余油分布情況，對其進行動態分析。通過對低效井實施堵炮眼補孔改層，轉注水井，實施水井注聚調驅試驗等措施，進一步完善斷塊的注采井網，協調注采關系，改善開發狀況，提高儲量動用程度。針對目前開發中仍然存在的問題，制定了相應的調整原則并制定相應的調整意見及下步措施，以期對斷塊今后的穩定發展起到一定的指導作用。

關鍵詞：高含水油田 注采井網 剩余油

中圖分類號：TE357 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2014）02（c）-0105-02

提高高含水油田剩余油采收率是一項世界性難題，處于開發后期的高含水油田具有綜合含水率高、產量下降快的特點，永安鎮油田作為一個開發了40年的油田，目前處于開發的中后期，開發的對象已經由早期的砂層組到如今的單砂層，雖然采油速度較高，但是仍有大量的剩余油不能采出，如何實施開發方案，調整注采井網以提高采收率是目前在油田開發中遇到的關鍵問題。

1 油田地質概況

永3斷塊區位于永安鎮油田南部，該斷塊總體上受北界南傾近東西向永3二級大斷層控制，呈斷鼻構造（圖1），斷塊內部又發育2條近東西走向的斷層，將斷塊切割為四個臺階。地層基本南傾，傾角在10°～12°。是一個被斷層復雜化的斷塊油藏。含油面積4.08 km2，地質儲量1556.5×104t。主要含油層位是沙二下2-11砂層組，儲層平均孔隙度27%，空氣滲透率1079毫達西，地面原油密度0.87 g/cm3，地面原油粘度34 mPa·s，原始地層壓力20.5 MPa，飽和壓力9.3 MPa，原始地層壓力系數1.0，是一個中高滲透、稀油低飽和復雜斷塊油藏。

研究區儲層主要發育在沙河街組二段，沉積相類型是三角洲沉積相，物源主要來自東部的青坨子凸起和北部的陳家莊凸起。沙二1-4砂層組發育有三角洲平原，5-8砂層組發育水下分流河道、分流間灣、河口壩、遠砂壩、席狀砂等沉積微相。9-11砂層組發育前三角洲亞相，以前三角洲泥微相為主、遠砂壩、席狀砂等微相少量發育。不同砂層組、不同小層儲層物性差異大，主力砂層組內的各小層間的非均質強，3砂層組的滲透率最大，高達1992×10-3μm2；而11砂組的滲透率最小，為161×10-3μm2，這主要是受到各砂組的沉積微相的影響，平面上沉積微相的變化控制了砂體物性的變化：3砂組是三角洲平原沉積，砂體大量發育，沉積砂體粒度較粗，滲透率較大，而11砂層組為前三角洲沉積，粒度較細，滲透率較小，物性差。

2 永3斷塊開發形勢及存在的問題

永3斷塊經歷了4個階段的開發歷程。1965年12月依靠天然能量投入開發，投油井16口，投產初期均有自噴能力，儲層產能好、天然能量足；1978年5月永3-12井轉注，進入初期注水開發階段，采取低部位注水、高部位采油的措施，但因一套層系開發，層間干擾嚴重，單層注入水突進導致含水上升率高達2.3%；1988年，將永3斷塊分沙二下2-4砂組以天然能量開發，井距400 m、沙二下5-11砂組以腰部注水的注采井網，井距260～400 m兩套層系建立注采井網[1]，部分小斷塊鉆新井補充完善注采井網。但調整后開發中仍然存在兩個主要問題：一方面5-11層系內層間干擾嚴重，油藏類型多樣，作為一套層系影響開發效果；另一方面油水井井況日益惡化，造成注采井網極不完善，地層壓力逐年下降；進入2004年，針對層系劃分粗、井網不完善等問題，將兩套層系細分為沙二下2-4、5-6、7-9、10-11四套層系。對前兩套層系進行局部調整完善，主要針對沙二下7-9、10-11層系通過鉆新井進行整體調整，完善注采井網，對跨層系合采合注井利用卡封、打塞、堵炮眼等方式進行層系歸位。細分調整初期，井網較為完善，含水下降，油量增加，但因開始動用中低滲透層，儲層能量下降迅速。

截至2012年5月，永3斷塊投產油井109口，開油井86口，區塊日液水平4151 t/d，日油水平248 t/d，綜合含水93.7%。縱向上看，沙二5-6層系采出程度、含水最高，能量最好，目前儲量失控嚴重，7-9、10-11層系中低滲層采出程度較低，能量差，水驅動用程度較低；平面上看，一臺階含水上升快，二臺階因高滲厚層儲量失控，中低滲層合采動用較差，采出程度最低，三臺階采出程度最高。

3 注采井網調整方案

針對永3斷塊平面、縱向上滲透率差異大，儲層物性差異大，斷裂系統復雜，層間干擾嚴重等導致的含水量增加塊、產量遞減大問題[2～3]。通過調查油藏注采狀況、綜合分析油水井況，調查剩余油分布以及關、停井潛力等一系列基礎工作，對砂二1-11各小層注入產出情況進行量化，統計所有井含水情況以及平面、小層間水淹程度，在空間上量化剩余油分布。剩余油主要分布在永3斷塊局部構造高部位無井控制區、Ⅰ類厚層沙二5-1、5-2、6-1的高部位、Ⅱ類厚層高部位及腰部井間滯留區、中低滲透薄層儲量動用差井區。分砂層組看剩余可采儲量最高的主要是沙二5，為143.9萬噸，而沙二7、8、9、10層相對剩余潛力也較大（表1）。縱向上：厚層剩余油主要富集于5-1、6-1-1、6-2、7-1小層及5-2厚層頂部，薄層在沙二2-4-2、2-6-1、7-2、7-3、8-3等小層潛力較大。

針對斷塊目前層間物性差異大、能量下降快、井網欠完善的問題，對斷塊進行以下調整：（1）完善注采井網，對部分高含水井和低能井如8×82、8×86井實施轉注措施，對永8斜82塊形成4采2注的注采井網，補充地層能量，挖潛平面剩余油潛力，累計增油5914.8 t。（2）對出砂、結蠟井如8P9井在開采過程中加清防蠟劑、熱洗等日常管理措施。（3）對有潛力的油井實施補孔、卡封等措施，增加泵效。充分挖掘剩余油潛力，以達到增油目的，提高采收率；對水井補孔分注，以協調注采關系，改善水驅效果。（4）積極實施配產配注工作，優化油井產液量和水井注水量，調整地下注采流場，進一步擴大水驅波及體積、減緩井組遞減。2011年12月到2012年5月期間永3斷塊水井共調配24井次，日增油7.7 t，累計增油974.9 t。

4 結論及認識

對高含水期復雜斷塊油田，層間、層內矛盾突出，要提高和改善水驅效果，增加采收率，必須深入研究層間剩余油狀況，充分利用動靜態資料，認清剩余油潛力層段，并以此為依據指導斷塊注采調整。在剩余油分布規律研究的基礎上，強化井層精細分析，挖潛剩余油潛力，提高采收率。

參考文獻

[1] 陳月明，呂愛民，范海軍，等.特高含水期油藏工程研究[J].油氣采收率技術，1997.4（4）：39-48.

[2] 李中洲，李存貴，王自立，等.中高含水期油藏開發技術改造的實踐與認識[J].斷塊油氣田，2003，10（4）：46-47.

[3] 岡秦麟.高含水期油田改善水驅效果新技術[M].石油工業出版社，1999.endprint