純梁油區(qū)低滲透油藏效益開發(fā)

陳瓊瑤，黃文歡

（1.中國石化勝利油田分公司石油工程技術(shù)研究院，山東東營 257000；2.中國石化微生物采油重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，山東東營 257000；3.中國石化勝利油田分公司純梁采油廠，山東濱州 256504）

勝利油區(qū)低滲透油藏分布在46個油田，至2016年底探明儲量11.9億t，動用8.16億t。自“九五”以來，低滲透探明儲量及產(chǎn)量逐年上升，至2018年低滲透油藏產(chǎn)量3.39Mt，占油田總產(chǎn)量的14.3%，低滲透油藏為勝利油區(qū)的持續(xù)生產(chǎn)做出了重要貢獻(xiàn)。純梁油區(qū)是勝利的重要低滲透陣地之一。純梁已動用低滲透地質(zhì)儲量1.35億t，占總動用儲量的58.1%，2018年產(chǎn)油量461kt，占54.9%，剩余可采儲量4.208Mt，占52.1%。低滲透油藏是純梁的重中之重。純梁的低滲油藏透按照滲透率可以分為3級，其中一般低滲透（10＜K＜=50mD）年產(chǎn)量占比59.2%，特低滲透（1＜=K＜=10mD）年產(chǎn)量占比35.8%，致密油（K＜1mD）占比5%。目前低滲透油藏采油速度僅0.34%、采出程度15.7%，綜合含水78.2%，處于中高含水、低速、低采出程度的開發(fā)階段。

1 純梁地區(qū)低滲油藏目前的開發(fā)難點(diǎn)

低滲透油藏分布廣泛，但由于其物性差，非均質(zhì)性強(qiáng)，開發(fā)難度相對較大。

1）儲量品位低，非均質(zhì)性嚴(yán)重，開發(fā)矛盾突出[1]。平面上難以建立有效驅(qū)替，油井見效方向性強(qiáng)，在物性較好的方向，容易水淹，而在物性較差的方向上注水不見效?？v向上層間動用不均衡，各層的采出差異較大，且由于啟動壓差大，水井分注難度大。

2）油井低產(chǎn)，水井欠注現(xiàn)象突出。統(tǒng)計(jì)開油井660口，平均單井液量僅7.2t，液量低于10t的井占比78%。統(tǒng)計(jì)開水井425口，其中油壓25MPa以上的井170口，占40%。欠注水井57口，占比13.4%。

3）折舊折耗高，效益差。由于高油價(jià)期間以新井為主要穩(wěn)產(chǎn)措施，導(dǎo)致折舊折耗上升幅度快，十二五期間噸油增長了382元，折耗率高達(dá)18%，完全成本居高不下。

在高油價(jià)下，針對低滲油藏，主要是通過強(qiáng)化新井運(yùn)行，進(jìn)攻性措施挖潛，保持采油廠的穩(wěn)定發(fā)展。低油價(jià)下，僅依靠增量拉動的傳統(tǒng)生產(chǎn)經(jīng)營模式[2]已不可持續(xù)，高效挖潛存量，創(chuàng)新創(chuàng)效迫在眉睫。針對低滲透油藏儲量品位低、開發(fā)難度大、效益差等實(shí)際問題[3]，純梁轉(zhuǎn)變觀念，攻堅(jiān)克難，以創(chuàng)新理念為支撐，推廣低成本開發(fā)技術(shù)，深化系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)管理，強(qiáng)化精細(xì)油藏管理，改善油藏開發(fā)形勢，提升油藏開發(fā)水平。

2 改善低滲油藏開發(fā)效益的主要做法

效益評價(jià)是低成本、高效益開發(fā)的保障，所以首先運(yùn)用“三線四區(qū)”經(jīng)濟(jì)評價(jià)模式，對所有低滲基礎(chǔ)單元進(jìn)行效益評價(jià)。利用效益評價(jià)，找到低效和無效單元，進(jìn)行重點(diǎn)剖析。通過分析發(fā)現(xiàn)低效單元可以分為低液量低能量和高液量高含水2種類型。進(jìn)一步分析低效單元的成本構(gòu)成，可知高液量高含水單元，主要原因是注采失衡，液量處理費(fèi)用高。而低液量低能量單元，主要是由于地層能量低，作業(yè)頻次高造成的。根據(jù)存在問題制定對應(yīng)措施，實(shí)現(xiàn)低效變高效，無效變有效。

2.1 注重適配井網(wǎng)，建立有效驅(qū)替

在新井新區(qū)上，不以新井初期產(chǎn)能為目標(biāo)，以建立有效驅(qū)替、提高水驅(qū)波及系數(shù)為目的，優(yōu)化適配井網(wǎng)井距，強(qiáng)化剩余油的量化研究，合理優(yōu)化投產(chǎn)層位和投產(chǎn)方式，結(jié)合變密度射孔、分層酸化、分層注水等技術(shù)，建立起適配井網(wǎng)，改善低滲油藏的開發(fā)效果和效益。

2.2 注重井網(wǎng)重建，增加水驅(qū)儲量控制

低滲透油藏欠注和低液停產(chǎn)現(xiàn)象較為普遍，在老區(qū)管理上，從下面三方面著手，重建井網(wǎng)。

（1）加大水井工作量，建立有效水驅(qū)井網(wǎng)。一是明確欠注原因，攻欠增注。針對水井欠注的原因，進(jìn)行分類治理。水井欠注原因有泵壓低、儲層物性差，炮眼堵塞，油層堵塞等，針對性采取升壓、儲層改造、增注、氮?dú)夥蹬?、酸化增注等措施。其中針對酸化增注工藝及酸液體系也進(jìn)行了多級優(yōu)化。

（2）加強(qiáng)分層注水，減輕層間干擾。從吸水剖面等資料可看出，全力加大水井工作量，細(xì)化層間注水，提高日注量和分注率。

（3）加強(qiáng)停產(chǎn)井治理，恢復(fù)水驅(qū)控制井網(wǎng)。井網(wǎng)完善是保障低滲透油藏高效開發(fā)的關(guān)鍵，低油價(jià)下，停產(chǎn)井恢復(fù)重建井網(wǎng)是提高開發(fā)效益的有效手段。分析停產(chǎn)停注原因，按照“效益優(yōu)先”、“恢復(fù)失控儲量”的原則，強(qiáng)化挖潛潛力評價(jià)，注重層系井網(wǎng)的重建，加強(qiáng)工藝適應(yīng)性評價(jià)，制定合理的技術(shù)對策，深挖停產(chǎn)井增效潛力。

2.3 注重油藏動態(tài)分析，精細(xì)注采調(diào)配

從低滲透油藏的無因次采液/油指數(shù)曲線可以看出，一般含水在40%左右時(shí)采出程度增速變緩，無因次采油指數(shù)大幅下降。而現(xiàn)場的開發(fā)實(shí)踐表明超過60%的可采儲量都在低含水期采出。所以延長低含水采油期或無水采油期至關(guān)重要。而注采調(diào)配決定了含水的上升速度。我們制定的調(diào)配原則遵循控含水和擴(kuò)波及。在薄互層低滲透中，分層系矢量調(diào)配，控制高滲層單層突進(jìn)，擴(kuò)大層間波及系數(shù)。

2.4 注重低成本技術(shù)應(yīng)用，精細(xì)層間效益挖潛

（1）充分釋放非主力層產(chǎn)能：在效益評價(jià)的基礎(chǔ)上，剖析低效井的原因，加強(qiáng)非主力層潛力論證，優(yōu)化剩余油富集、具有較好增油效果的層進(jìn)行補(bǔ)孔，釋放油井產(chǎn)能，使無效變有效。

（2）利用分層酸化縮小層間差異，減緩層間矛盾。

（3）推廣低成本封堵和調(diào)剖技術(shù)：利用超細(xì)水泥封堵，微球調(diào)剖、炮眼封堵等技術(shù)，減小層間矛盾。

2.5 注重單井管理，協(xié)調(diào)供排關(guān)系

（1）加強(qiáng)低效井的治理：對全廠低液井進(jìn)行分類，從機(jī)理上進(jìn)行低效原因剖析。低滲透油田部分單井液量低有三個方面的因素：油井結(jié)垢嚴(yán)重、存在層間干擾和部分井生產(chǎn)壓差不合理。

（2）實(shí)施間歇采油創(chuàng)效：一是利用低滲透滲吸作用指導(dǎo)制定合理的間開制度。二是單井間開升級到區(qū)塊整體間開。三是智能化提升。加大智能裝置普及率，利用電價(jià)波谷開井，實(shí)現(xiàn)降低職工勞動強(qiáng)度的同時(shí)降低電費(fèi)。

（3）加強(qiáng)技術(shù)革新升溫降壓提效。針對冬防保溫難點(diǎn)，即單井液量低、管線長，管輸磨阻大等問題，對水套爐進(jìn)行改造，提高單井升溫效果。

3 結(jié)論

針對低滲透油藏效益開發(fā)，通過實(shí)踐我們認(rèn)為井網(wǎng)適配和能量恢復(fù)是關(guān)鍵，深入動態(tài)分析，精細(xì)調(diào)配是穩(wěn)產(chǎn)的保障，同時(shí)還需要做好各項(xiàng)配套和協(xié)調(diào)工作。通過以上工作，大幅提升了低滲透油藏的開發(fā)效果。主要有以下幾方面：

1）2015——2018年措施井成功率100%，儲量的動用程度達(dá)到89%，水驅(qū)儲量控制程度達(dá)到75%。

2）地層壓力逐步回升，有效地補(bǔ)充了油藏能量，壓力保持水由60%上升到81%。

3）含水上升率實(shí)現(xiàn)逐年下降，水驅(qū)指數(shù)由1.31下降到1.26，存水率由0.38上升到0.42，穩(wěn)升井組由93個上升到192個。穩(wěn)升單元由19個上升到36個。自然遞減由11.2%下降到9.5%。開發(fā)形勢得到有效改善。

4）隨著開發(fā)指標(biāo)好轉(zhuǎn)，油田的經(jīng)濟(jì)效果也得到明顯提升，有效單元占比由45%上升到62%，低效單元由43%下降到35%，無效單元由11%下降到3%。噸油完全成本下降41元。