喇嘛甸油田特高含水期水驅開發效果評價

趙鈞天（東北石油大學 石油工程學院，黑龍江 大慶 163318）

喇嘛甸油田特高含水期水驅開發效果評價

趙鈞天（東北石油大學 石油工程學院，黑龍江 大慶 163318）

大慶油田喇嘛甸區塊為較為典型的非均質程度較高的砂巖油田，在經過多年的注水開發之后，儲層中油水的分布狀態較為復雜，剩余油在儲層當中的分布情況十分分散，近年來實施了大量挖潛工作，取得了一定的成效，但是總體而言采用措施的效果呈逐年下降的狀態，針對這一問題，需要對油田特高含水期水驅油開發的效果進行分析。在本文中，選擇了產量自然遞減率、總含水上升率、存水率、地層壓力和水驅控制程度等指標對開發效果進行評價，總結油田水驅開發過程中經驗教訓,為油田高含水期挖潛提供指導。

水驅特高含水期；遞減率；存水率；地層壓力；水驅控制程度；調整對策

大慶油田喇嘛甸區塊于上世紀七十年代正式進行開發，在數十年的開采過程當中，先后經歷了自噴開采、區塊層系調整、注采系統調整以及二次加密等多個開發時期。至今累計產油量超過2億噸，累計產液量超過了14億噸，自1973年投入水驅開發，先后經歷了自噴開采、層系調共計注水量超過22億立方米，區塊累計注入產出比為1,34:1，目前區塊綜合含水率為95.17%，已經步入特高含水期開發階段。目前，為了能夠改善這一階段水驅油的整體開發效果，油田進行了較為細致的調整工作，并獲得了較好的改善效果，但由于區塊剩余油的分布狀態較為分散，水驅低效、無效循環問題仍然較為嚴重。

1 開發效果評價

1.1 水驅常能的自然遞減率以及含水率上升逐漸減緩，油田整體開發水平逐漸提升

油田在步入特高含水期階段之后，整體的開發水平也隨之逐漸提高，為了盡可能避免水驅無效循環，提高注入水的有效利用程度，油田開始采用了包括細分層位注水、調剖堵水、調整注水剖面在內的多種調整措施，產量遞減以及含水上升上升情況得到了較好的控制，產量自然遞減率由8.71%下降至5.91%，含水上升率由0.61%下降至0.13%。

由于以上措施的合理使用，油田實際水驅階段采收率趨于接近40%的理論值，說明水驅階段的整體開發效果逐步得到了改善，水驅階段整體的采出程度有所增加。

1.2 水驅階段累計存水率較高，采用注水開發的效果有所提高

累計存水率是對油田水驅開發效果進行評價的過程當中一個較為主要的指標，油田水驅階段的存水率越高，表明注入水的利用效果越好。

基于數學公式，并考慮油田具體的開發實際，得到了累計存水率和油田綜合含水率兩者之間的對應關系。通過對其進行分析后發現，油田的累計存水率將會隨整體含水率的上升而逐漸減小。此外，若理論存水率高于實際存水率，說明油田注入水的利用情況較差，需要進行措施的調整以提高存水率，若理論存水率低于實際存水率，說明注入水的利用情況較好。目前油田的理論存水率是0.22，實際存水率是0.33，認為當前油田輸入水的利用效果較好。

2 改善水驅開發效果對策

2.1 過渡帶加密對策

由于喇嘛甸油田過渡帶采油井與注水井井距較遠，多為212m五點法面積井網，井網控制程度較低，為了改善喇嘛甸油田水驅開發效果，可以對過渡帶實施進一步的加密措施，從而提高井網控制程度，增加可采儲量，提高水驅產量。

喇嘛甸油田過渡帶地質儲量1.44×108t，具有加密潛力的地質儲量1.22×108t，2006年以來對過渡帶實施整體加密調整，目前已加密三個區塊，新鉆井247口，增加可采儲量129.1×104t。還剩余1個可加密潛力區塊，地質儲量5458×104t，對于此區塊可以進一步實施加密調整措施，預計可增加可采儲量86.9× 104t。

2.2 斷層邊部挖潛對策

喇嘛甸油田發育斷層較多，由于位于斷層邊部的采油井與注水井受斷層遮擋的作用，導致注采關系較不完善，在斷層邊部附近形成剩余油富集區域。為此，應用多學科研究成果共確定了36個潛力井區，其中，規模較大斷層、井震結合后形態沒有變化，原井網控制不住形成的潛力區16個；產狀變化大的斷層附近，原井網注采不完善形成的潛力區11個；延伸長度、發育深度發生變化的斷層附近，部分層注采關系變化潛力井區9個，預計新增可采儲量26.8×104t。

3 結語

（1）當前喇嘛甸油田存水率較高，說明儲層當中具有較高的能量，現階段的主要問題是吸水剖面不均勻；

（2）現階段水驅所采用的井網雖然控制程度較好，但需要面對綜合含水率較高，剩余油在儲層當中的分布情況十分分散的問題。

[1]李志軍，王青梅.《高含水油田開發效果評價方法探討及應用研究》.青海石油 2010.12.

[2]王冬艷.《CK注水示范區水驅開發效果評價分析》.內蒙古石油化工 2012.8.

趙鈞天（1992-），男，東北石油大學在讀碩士研究生。