曙51塊優化層系注水開發效果研究

張伽茵(遼河油田公司曙光采油廠, 遼寧 盤錦 124010)

曙51塊優化層系注水開發效果研究

張伽茵(遼河油田公司曙光采油廠, 遼寧 盤錦 124010)

曙51塊為一復雜斷塊油藏，已處于低產、高含水開發階段，調整前采出程度已高于標定采收率，綜合含水高達91.2%。在認真開展開發矛盾和開發潛力分析的基礎上，按照“注好水，注夠水，精細注水，有效注水”的工作方針，為有效提高儲量動用程度，改善注水開發效果，在開展綜合地質研究的基礎上，制定了優化注水開發層系調整方案，通過重構注采井網，有效盤活了資源，提高了區塊和單井產量，并為下步高效注水開發奠定了較好基礎。

高含水;優化注水;注采井網

1 項目實施背景

1.1 區塊概況

曙51塊位于曙光油田北部，是一個被斷層復雜化的構造巖性油藏，是曙光油田的一個主力區塊，開發目的層為下第三系東營組東二段油層。區塊含油面積0.72km2，石油地質儲量145.2×104t。油藏埋深-1500m～-2200m，為巖性構造油氣藏。

1.2 存在主要問題

目前開發中主要存在以下兩點問題：(1)井況差，當前開采層位實現二次開發難度較大。由于該塊埋藏較淺，儲層膠結疏松、出砂嚴重，導致井況變差。區塊內目前共有套變、落物井9口，占油水井總井數的37.5%;其中油井6口，占油井總井數的40%,油水井井況復雜。井況變差導致注采井網不完善，注采關系不對應，為下步二次開發調整帶來困難。(2)d22、d23段剩余可采儲量小，挖潛空間有限。曙51塊已經進入開發中后期，采出程度達到25.2%，已接近標定采收率25.7%。從分層采出情況來看，目前d22與d23段剩余潛力較小，且不具備二次開發的井網條件，開發效果難以進一步改善。

2 技術原理及簡介

曙51塊油層埋深具有含油井段長，解釋油層多，厚度大等特點，縱向上儲量動用不均，水淹差異較大，現有井網條件下常規注水開發難以進一步改善區塊開發效果。且受井況問題制約，難以完善注采對應關系，實現二次開發。為進一步改善區塊開發效果，提高儲量動用程度，決定在曙51塊篩選優勢儲層，實施精細注水，實現優化層系注水開發。

2.1 調整層位的選擇

(1)油層發育： d21段油層在構造高部位分布較為集中，平均油層厚度15.5m。中北部油層厚度較厚，邊部油層厚度相對較薄。d22油層在全區均有分布，含油面積相對較大，平均油層厚度11.3m。d23段油層發育較差，主要分布在斷塊西部，東部靠近曙光斷層除無油層發育，平均油層厚度3.7m。(2)連通狀況：曙51塊不同層系連通系數存在差異。d21連通程度最高，油層砂體發育穩定，連通系數達70%，有利于注水開發。d22連通程度稍差，連通系數50%；d22連通程度差，油層呈透鏡體發育。(3)水淹程度：曙51塊d21段剩余油主要集中在斷塊北部構造高部位，且有純油區存在。d22水淹相對較為嚴重，僅在局部區域存在弱水淹區。(4)儲層物性：曙51塊不同層系的物性存在差異。通過對比分析， d21的平均滲透率1447.1×10-3um3，平均孔隙度達到23.6%，d22的平均滲透率1078.5×10-3um3，平均孔隙度達到21.7%，d21段的孔滲性略優于d22段。

綜合以上分析，最終決定將東側斷塊的d21油層組作為下步優化層系調整的主要目的層位。

2.2 注水方式的選擇

根據曙51塊d21段油層分布特點，圍繞目前注水井分布規律，共針對d21段規劃了兩套注采井網方案：面積注水及邊緣注水。

方案一：面積注水。完全利用現有注采井網，無需轉注工作量，減少作業成本，且調整后注采比較高。但該注采井網主要是根據原本大段合采，為同時滿足d21-d23段油層開采條件而規劃的，該種注水方式主要適用于油層分布不規則，延伸性差井；油層滲透性差，流動系數低；油田面積大，但構造不完整，斷層分布復雜的油層。而曙51塊d21段含油面積相對較小，油層發育十分穩定，不適合該種注水方式。

方案二：邊緣注水。根據油層發育特點及剩余油分布規律，將內部具剩余油潛力的2口注水井轉抽油井生產，在油水過渡帶附近重新布置注水井，形成邊緣注水。該種注水方式可使油水界面比較完整，水線推動均勻，逐步由外向油藏內推進，因此比較容易控制，無水采收率和低含水采收率較高。最終選定該套注采井網實施下步井網結構調整。

通過以上研究，最終確定對曙51塊d21段實施早期溫和注水，采用邊緣注水的方式補充區塊地層能量，改善區塊開發效果。

3 現場應用情況

以“注好水，注夠水，精細注水，有效注水”為目標，在綜合地質研究的基礎上，實施分區域優化層系開發，提高儲量動用程度，改善注水開發效果。

3.1 區塊開發效果有所改善 (1)區塊整體效果。通過對曙51塊實施優化層系注水開發，區塊開發效果有了明顯改善。對比調整前，區塊日產油由14.5t上升到82t，日產油水平增加67.5t,平均單井日產油由1t上升到5.5t，區塊產量翻了五番。另外，通過在該塊實施溫和注水，區塊日注水量由173m3下調到115m3，有效控制了區塊含水率，綜合含水由91.2%下降到64%，實現了產液結構調整。方案實施以來，該塊累計增油17790t。

4 結語

(1)對油藏發育及剩余油分布特征的正確認識，是指導開發方案調整的前提，優勢儲層評價為優化開發層系提供保障。(2)根據油層特征和開發潛力，重構注采井網，是改善開發效果和實踐持續高效開發的重要手段。(3)選擇合適的注水時機、注水方式是實施注采結構調整成功的關鍵。

張伽茵(1991- )，女，，2014年7月畢業于東北石油大學油氣儲運專業，學士學位。