單注單采在稀油開發中的應用研究

摘要：錦99塊平面上油品性質變化較大，自西向東逐漸變稠，是錦州油田具有代表性的非均質性強、油水粘度比大的注水開發老區塊。經過三十多年注水開發目前存在著開發層系粗放，注采井網不完善，儲量動用程度差異大等弊端。技術人員針對區塊開發特點結合提出細分層系單注單采的研究與應用。

關鍵詞：錦99塊;非均質性;精細注水;細分層系單注單采;

1.油藏基本情況

1.1油藏地質特征

錦99塊位于遼河斷陷盆地西部凹陷西斜坡的西南部，開發目的層為杜家臺油層，是一個被斷層遮擋的邊底水油藏，油水界面-1425m。斷塊含油面積4.39km²，油層有效厚度21.2m，地質儲量1461×10⁴t，標定采收率26.9%。

1.2層組劃分

杜家臺油層縱向上劃分三個油層組，杜Ⅲ油層組為水層。杜Ⅰ、Ⅱ油層組各劃分成三個砂巖組，I1細分成2個小層，其它砂巖組細分成三個小層，杜I、杜II油層組細分成17個小層。

1.3沉積相特征

錦99塊杜家臺油層是由北向南超覆沉積在古地層之上。物源方向來自北、東北，自下而上砂體分布逐漸擴大，杜III油層組主要起到填充作用。僅局部井區發育，杜Ⅱ2-杜Ⅰ3為沉積鼎盛時期，為主力儲集層。

1.4儲層巖性及物性特征

杜家臺油層巖性為一套中細砂巖，砂礫巖與泥巖交互沉積。膠結類型多為孔隙式膠結，膠結物主要為泥質。儲層物性總體較好，平均有效孔隙度25.6%，平均有效滲透率0.536μm²，屬于中孔中滲型。

1.5油層發育特征

杜家臺油層總的分布特點是東西薄中間厚。杜Ⅰ、Ⅱ油層組平均油層厚度21.2m，油層平面厚度變化大，連通狀況差，連通系數65%。

1.6流體性質

在地層條件下，原油密度為0.954mg/cm³，原油粘度229mPa.s，屬普通稠油。原始地層壓力14.34MPa，飽和壓力3.75MPa，屬低飽和油藏。地層水為NaHCO₃型，總礦化度平均為2495mg/L。

2.存在的主要問題及開發設想

錦99塊儲層非均質性較強，各砂巖組平均滲透率級差大于900倍，連通系數只有65%。在注水開發過程中層間矛盾較大，單層突進現象嚴重，油層動用極為不均。

近年吸水剖面資料顯示，不吸水厚度占射開厚度的42.2%，高滲透層含水高，低滲透層液量低，影響開發效果，目前一套層系開發效果差。

為此開展了細分輪替采油，將油水井均調到一套層系生產，再對水井實施分注、細分，解決縱向層間矛盾，提高注水利用率。

3.具體做法

3.1 15-002井區實施效果

在中東塊15-002井區試驗實施，將原杜Ⅰ3和杜Ⅱ油層暫時封堵，油水井均上調至杜Ⅰ1-2油層，進行細分注水，通過調整，與實施前對比，日產液由188.1t/d上升到目前264.0t/d，日產油由4.2t/d上升到目前8.7t/d，綜合含水由97.8%下降到96.4%，累計增油13002t。

3.2 中西塊井區實施效果

地質研究人員借鑒中東塊15-002井區細分輪替采油經驗，深化擴大中西塊細分層系輪替采油。中西塊2014年2月開始陸續實施水井重組、轉注，2014年7月完成全部水井調整。將原杜Ⅱ油層暫時封堵，油水井均上調至杜Ⅰ1-3油層，進行細分注水，以后再適時恢復動用下步油層。通過調整，試驗井區共油井10口，水井4口。實施后日產液由225.5t/d下降到目前157.5t/d，日產油由6.9t/d上升到目前7.1t/d，綜合含水由97.8%下降到95.7%，累計增油1972t。

4.結論及建議

為穩定開發形勢，提高開發效果，下步圍繞注水，繼續深化“注水基礎年”工作，做好注水調整，加強注采對應關系研究，優化注水層位，以提高注水利用率。通過暫時封堵杜Ⅱ油層，油水井均上調至杜Ⅰ1-3油層進行細分注水，達到精細注水降低遞減的目的，同時也為單砂體同類型油藏分層、分單元開發提供了借鑒意義。

參考文獻

[1] 趙培華.油田開發水淹層測井技術[M].北京：石油工業出版社，2003.

[2] 李廣超等.油藏開發后期確定合理注采比的一種方法[J].新疆地質，2006，24（1）.

作者簡介：

韓佳欣，女，出生于1987年07月，2010年畢業于中國石油大學（華東）石油工程專業，學士學位，現在遼河油田錦州采油廠地質研究所就職，工程師，現從事油田地質開發動態研究工作。