孤東油田西區北實現穩產的主要做法及效果

薄麗

【摘 要】 孤東油田西區北部1973年5月投入開發，經歷了天然能量、注水、注聚開發階段，目前已進入后續水驅，綜合含水97.0%，采出程度為47.1%。西區北水井多采用卡封、丟封方式細分層系，由于Ng35和Ng42的隔層發育差，因此層系干擾、測試遇阻、驗封失效井較為普遍，并且地層吐聚在某些區域十分嚴重，套變停產和帶病注水井較多，給井網完善和層系細分帶來一定的影響。因此有必要進行井網完善，實施分層優化注采井網，平穩補充地層能量。以改善注水為重點，以控制和減緩遞減為主線，積極開展以分層注水、細分注水為主要內容的常規注水調整，做到“注夠水、注好水”，提高層段合格率，提高儲量動用程度。

【關鍵詞】 井網 西區北 采收率 籠統注水 分層注水

孤東油田西區北部位于孤東披覆背斜構造的西翼，是一個人為劃分的不封閉的開發單元，其北界、西界為孤東1號大斷層遮擋，南界和東界分別與西區館3-6單元和中一區相鄰，含油面積4.8Km2，地質儲量1954×104t。構造簡單平緩，東高西低，構造高差20米，地層傾角1.5度，區內有一條北西～南東走向落差15米左右的小斷層。油藏埋深1180～1310米。西區北部Ng31-44單元共發育9個小層，主力油層有3個：Ng35、Ng42、Ng44，厚度大，分布廣，連通性好，儲量集中，合計地質儲量占總儲量的78.5%。

1、單元現狀

孤東油田西區北部1973年5月投入開發，經歷了天然能量、注水、注聚開發階段，目前已進入后續水驅，綜合含水97.0%，采出程度為47.1%。西區北歷經多次井網演化，由以前的合采合注發展到現在的31-41、42-44兩套井網，水井多采用卡封、丟封方式細分層系，同時Ng35和Ng42的隔層發育差，因此層系干擾、測試遇阻、驗封失效井較為普遍。西區北自2001年轉入后續水驅，地層吐聚在某些區域仍十分嚴重。從作業現場照片可以看到，油管下入不到3年，腐蝕與聚合物堵塞現象就十分嚴重。由于西區北水井投產時間長，套管老化，膠結質量差，套變停產和帶病注水井較多，給井網完善和層系細分帶來一定的影響，因此有必要進行分層井網完善工作，實施分層優化注采井網，平穩的補充地層能量。

針對存在的問題，完善井網，細分層系，提高層段合格率，提高儲量動用程度。我們以改善注水為重點，以控制和減緩遞減為主線，積極開展以分層注水、細分注水為主要內容的常規注水調整，做到“注夠水、注好水”，提高層段合格率，提高儲量動用程度。

2、單元調整思路及做法

充分利用了密井網條件下的各種動靜態檔案信息資源，開展精細儲層研究，通過井點井層、井間剩余油及其控制因素的研究，揭示三維空間剩余油的分布規律，并結合動態監測、井下管柱狀況等條件，指導完善現有井網，提高水驅“三率”水平，最終改善單元的開發效果。其具體使用情況如下：

2.1、對井網不完善井區利用老井側鉆，挖掘井區剩余油

通過仔細研究井網和儲層發育狀況，以儲層有效厚度大于6米、地質儲量大于5萬噸、預計投產后日油能力可大于4t的井區作為目標潛力區，通過利用老井側鉆挖掘井組剩余油。2012年在西區北共部署側鉆井2口，投產后產量達到13t/d，目前已累計產油782t。不僅完善了井網，也及時減緩了單元產量遞減速度。

2.2、對局部井網不完善井區打新井，完善井網，提高儲量控制程度。

根據剩余油潛力分析，對控制儲量大、井網不完善井區打完善井。2012年整體打新井4口，目前均投產，效果較好，其中一口水平井GDX2P317井2012.10.31投產，目前日油8.8t/d，含水81%，累采油3600t。2014年又在斷層邊部挖潛剩余油，打新井GDX8P409，目前日油15.0t/d，含水63%。

2.3、對測試不合格、三年以上未動管柱水井的實施治理

通過由于層間矛盾突出，注入井吐砂、吐聚嚴重導致水井測試成功率低，層段合格率低，非主力層無水井對應。針對這個問題和工藝所、作業中心等單位結合，對問題水井實施補孔、防砂、換管柱等措施，提高水井的注入能力。2012年以來，西區北共實施上述措施37井次，有效保證了水井的注入質量，做到了“注夠水、注好水”，保證了單元液量和開發效果。

以GDX2-212井為例，該井2009年7月轉注注水Ng35-44層，對應井區的Ng32+3層油井無水井對應，液量低，開采難度大，2012年5月對該井實施補孔Ng32+3層，實施后對應油井GDX2-201井液量由12t/d上升到40t/d，油量由1.4t/d上升到4.8t/d，取得了較好的開發效果。

3、單元調整實施效果

西區北目前實施完鉆新井7口，日油50t/d。實施水井治理37口，治理后日注水平由7143m3 /d上升到7398m3/d，層段合格率由43%上升到75%。單元自然遞減率控制在2%，含水上升率0.05%，注采對應率98%，單元開發效果得到了明顯改善。

4、認識與結論

該項目是在充分利用現有井網、井下分注工藝、油層物性條件、動態監測及動靜態基礎數據等檔案信息資源的基礎上，應用數值模擬和油藏工程等多種技術手段，開采手段由籠統注水向偏心分層注水、空心分層注水、雙管分注等復雜注水方式轉移;通過前期完善注采井網、全過程整體調堵、問題水井治理為主要措施的精細綜合調整技術，提高了油田開發效果，為同類油藏挖潛頂部剩余油，進一步提高采收率提供了參考。