油田某東部過渡帶擴邊井開發狀況解析

【摘 要】2014年1月至2016年12月，杏某區東部過渡帶擴邊井投產，布井方式采用注水井排與采油井排相間排列的五點法布井方式，共布油水井140口，主要開采對象為薩Ⅱ組油層，開采的層位多為獨立表外儲層，油層發育較差，發育較好的層位比較集中，整個區塊的層間差異相對較大。

【關鍵詞】獨立表外層；地層壓力；自然遞減

0引言

目前，杏a區東部過渡帶擴邊井進入高含水低產階段，產量較低，含水較高，雖含水上升速度有所減緩，但年自然遞減速度仍較快。通過分析認為，油層發育差、吸水厚度低、整體注水量不足、泵差采油井不能及時檢泵導致地層壓力分布不均衡等因素是影響擴邊井開發的主要原因。

1、基本概況

杏a區過渡帶位于杏某背斜構造南部的東西兩翼，主要發育薩Ⅱ、Ⅲ、葡Ⅰ組油層。杏a區東部過渡帶擴邊井主要位于東部過渡帶二條帶間，自2014年5月起投產，采用注水井排與采油井排相間排列的五點法布井方式，共布油水井120口，其中采油井72口，注水井48口，至2015年12月全部投完。截止到2016年12月，累計注水1145.92×104m3，累計產油124.39×104t，累計產水147.93×104m3，累計注采比2.66。

2、油層發育及動用狀況

2.1 油層發育及射孔情況

杏a區東部過渡帶擴邊地區葡Ⅰ組油層發育多為油水同層，因此杏a區東部過渡帶擴邊井主要開采對象為薩Ⅱ、薩Ⅲ組油層。在投產的120口油水井中，有43口井（注水井11口，采油井32口）只射開薩Ⅱ組油層；有34口井（注水井15口，采油井19口）射開薩Ⅱ、薩Ⅲ組油層；有43口井（注水井6口，采油井7口）射開了薩Ⅱ、薩Ⅲ和葡Ⅰ組非主力油層。

從杏a區東部過渡帶擴邊井的射孔層位上看，薩Ⅱ組油層共計射開層數791個，占總射開層數的76.1%，射開砂巖厚度522.6m，占總射開砂巖厚度的73.7%，射開有效厚度135m，占總射開有效厚度的67.4%；薩Ⅲ組油層共計射開層數189個，占總射開層數的19.7%，射開砂巖厚度144.6m，占總射開砂巖厚度的20.4%，射開有效厚度47.4m，占總射開有效厚度的23.7%；葡Ⅰ組油層共計射開層數41個，占總射開層數的0.04%，射開砂巖厚度42.2m，占總射開砂巖厚度的0.06%，射開有效厚度18.0m，占總射開有效厚度的0.09%。，由此可以看出，杏a區東部過渡帶擴邊井的主要開采油層為薩Ⅱ組油層。

從射開層位的發育情況看，獨立表外儲層共計射開624個，占總射開層數的64.9%，有效厚度小于0.5m的表內儲層共計射開164個，占總射開層數的17.1%；有效厚度大于0.5m小于1.0m的表內儲層共計射開121個，占總射開層數的12.6%；有效厚度大于等于1.0m的表內儲層共計射開52個，占總射開層數的5.4%。由此看出，杏八-九區東部過渡帶擴邊井的開采對象多為表外發育。由于獨立表外層的發育與表內儲層相比相對較差，且杏八-九區東部過渡帶擴邊井射開的獨立表外層平均單層砂巖厚度只有0.54m，所以杏a區東部過渡帶擴邊井射孔層位的整體發育較差。雖然有效厚度大于等于1.0m的表內儲層有52個，但從層位上較為集中，薩Ⅱ組集中在5、11、15號層；薩Ⅲ組集中在2、6號層；葡Ⅰ組集中在11、12號層。所以杏a區東部過渡帶擴邊井射開發育較好的層位較少且比較集中。

綜上分析認為，杏a區東部過渡帶擴邊井的主要開采對象為薩Ⅱ組油層，且開采的層位多為獨立表外儲層，油層發育較差，發育較好的層位比較集中，整個區塊的層間差異相對較大。

2.2 投產初期油層動用狀況

從統計的28口注水井投產初期同位素吸水情況看，薩Ⅱ、薩Ⅲ、葡Ⅰ組油層的整體動用情況大體相同，薩Ⅲ組油層略低一點。但從發育上看，獨立表外層的動用狀況明顯低于表內儲層，而且表內儲層中，發育越好，動用程度越高。

3、投產到目前的開發情況

杏a區東部過渡帶擴邊井油水井共計120口，其中注水井48口，采油井72口，自2015年6月起投產。至2016年3月投產36口注水井和46口采油井，月平均日注水1486 m3，日產液1273t，日產油574t，綜合含水36.41%，流壓3.14MPa，地層壓力8.43 MPa。2015年1月投產11口采油井，2014年12月投產34口采油井和13口注水井。目前，a區東部擴邊井月平均日注水1095 m3，日產液1240t，日產油199t，綜合含水82.21%，流壓3.74MPa，地層壓力8.77 MPa。

杏a區東部過渡帶擴邊井投產后產量遞減大，含水上升快，到目前主要經歷了以下幾個開發階段：

3.1投產初期高產穩產階段

2015年至2016年，杏a區東部過渡帶擴邊井產液量較高，含水較低，產油量較高，年自然遞減在5%左右，年含水上升10.5個百分點左右。這個階段由于油井剛投產，含水較低，產能較高，注水井吸水情況相對較好，注入量較高，地層壓力呈上升趨勢。

2015年至2016年，共對18口采油井進行了措施挖潛，措施類型包括壓裂、油井酸化及生物環保酶解堵等。通過措施增產，杏a區東部過渡帶擴邊井產液量上升，產油井穩定，含水上升速度有所減緩。2015年12月月平均日注水395m3，日產液1265t，日產油130t，綜合含水88.75%，流壓3.13MPa。油井措施挖潛同時，對吸水變差的注水井繼續進行措施增注，以增加注入量。

3.2高含水低產階段

目前，杏a區東部過渡帶擴邊井進入高含水低產階段，含水上升速度減緩，但年自然遞減速度仍較快。2014年年自然遞減23.33%，年含水上升2.88個百分點。2014年9月月平均日注水495 m3，日產液1240t，日產油19t，綜合含水92.21%，流壓3.74MPa，地層壓力降至8.77 MPa，折年自然遞減23.18%，折年含水上升0.77個百分點。

4、目前存在的主要問題

4.1吸水厚度低。

杏a區東部過渡帶擴邊井射孔層發育較差，吸水厚度低，特別是獨立表外層從投產初期和近期同位素吸水情況統計表上看，吸水層數和吸水砂巖厚度比例均不到總數的30%⑵注水量不足。杏a區東部過渡帶擴邊井注入量低的注水井較多，注水量滿足不了開發需要，特別是冬季，每年都有低注入量的注水井掃線關井。近年來冬季掃線關井的井數越來越多，2014年至2015年多達48口左右，占注水井總井數的45%。注水量不足，且注水不平穩對擴邊井的開發影響很大。

4.2低產液泵況變差采油井較多。

由于杏a區東部過渡帶擴邊井采油井單井產量低，泵況變差后不能及時檢泵的井較多，泵差井長期高流壓，導致地層壓力分布不均衡，注水平面調整難度較大。這些因素很大程度上影響了杏a區東部過渡帶擴邊地區的開發效果，應對吸水變差的注水井措施增注，增加整個區塊的注入量，并及時對泵差油井檢泵，以改善杏a區東部過渡帶擴邊井低注低產的開發現狀。

參考文獻：

[1]王鴻勛 采油工藝原理.石油工業出版社

[2]鄭俊德 油氣田開發與開采.石油工業出版社

作者簡介：

王輝，性別：女，出生：19780105，籍貫：黑龍江省安達市，參加工作：大慶市采油四廠三礦七區四隊，學歷：本科，工種：采油地質工。

（作者單位：大慶油田有限責任公司第四采油廠第三油礦）