改善復雜斷塊油藏開發效果研究與實踐

吳玲玉

摘要：Y斷塊位于遼河盆地東部凹陷**構造帶的中段，縱向上發育三套含油層系，主力含油層系為S1、d，油層埋深在1613～2989m。受構造及儲層發育影響，油藏剩余潛力認識不清，油水井井況復雜，注采對應系統不完善，遞減率居高不下，耗水率較高，近年來通過重構注采井網，強化注水綜合管理等工作，自然遞減率下降15%，開發效果得到改善。

關鍵詞：復雜斷塊;油藏開發;問題

1.概況

Y斷塊含油面積3.0km2，石油地質儲量645×104t，可采儲量146.4×104t，標定采收率22.7%，該塊儲層物性屬中等，但非均質性嚴重。層內變異系數0.1-1.66，級差為1.22-784.22，突進系數1.14-7.38，層間變異系數為0.8-1.28，級差為12.2-784.4，突進系數2.4-7.5。原油性質屬稀油，地面原油（50℃）粘度平均為6.13mPaS，密度（20℃）平均為0.8508g/cm3，地層水型為NaHCO3型，礦化度自上而下逐漸增加，d組總礦化度平均為1032.5mg/L;總礦化度平均為3442.6mg/L。

2.存在問題

（1）區塊構造復雜，剩余油分布認識不清

Y斷塊構造復雜，區塊內共發育10余條斷層，內部部分斷層認識不清，如茨50-082注水，在斷層另一側的茨48-G84井見到示蹤劑。并且油井段長達1200米。層系內及層系間均為多套油水組合，沒有統一的油水界面。導致油水關系復雜，剩余油分布認識不清。目前采出程度僅10.0%。

（2） 區塊井況復雜，注采系統不完善

Y斷塊自96年投入開發，完鉆各類油水井78井次（采油井63口，注水井15口），隨著開發歷程延長，受構造復雜，井段長，出砂等影響導致套變、落物、遇阻等井況井28口（采油井20口，注水井8口），套損比例為35.9%，其中停產13井次，影響日產油11.6t，導致4個井組注采系統不完善，2個井組有注無采，嚴重制約區塊開發水平。

縱向矛盾突出，水驅儲量動用程度低

區塊縱向上層內、層間非均質性強;同時受井況限制，分注率低50%，分注井完好率低（40%）（12口注水井，正常注水10口井，分注井5口，封漏2井次因井況無法換管柱，井卡無法重組1井次）。受以上雙重因素影響，水驅儲量動用程度低，僅為49.7%，相對吸水量高于20%的60.6m/14層，占吸水厚度18.6%，相對吸水量占59.5%，層間矛盾突出。

3.主要工作

3.1強化注水綜合治理，夯實區塊穩產基礎。

年初以來，針對區塊特點，以“完善注水，改善注水”為原則，分區域治理，控制平面結構差異;分層調整，提高縱向油層動用程度;細化動態調配機制，改善區塊開發效果。主要開展以下三方面工作：

一是完善局部注采井網，提高水驅控制程度。

針對新區局部注采井網不完善，油井產量快速遞減問題，實施轉注水1井次，區塊注采井數比由1：3.6提高至1：3.3，水驅儲量控制程度由57.9%提高至61.3%。

二是完善注采對應關系，提高水驅儲量動用程度。

針對局部注采系統不完善問題，實施注水井大修、補層完善、分注、重組、投球等工作15井次，區塊水驅儲量動用程度由49.7%提高至54.4%。

三是加強動態調配，提高注水波及體積。

針對老區油水井生產情況，對區塊內可正常注水的9口注水井，實施注水井動態調配47井次，分注水井調試17井次，日產油遞減率所有緩解，階段注水見效5井次，增油232t。

3.2著力套損治理，重構注采井網。

目前茨601塊綜合含水為91%，處于高含水階段，油水井數比偏高（4.6：1），層系間壓力差別大，套損嚴重，井況完好率低（采油井36.4%，注水井50.0%），注采系統不完善，注水能力與產液能力不匹配，根據注采平衡原理，確定合理油水井數比為2.3：1，實際油水井數比高于合理井數比0.5以上，需及時調整。

年初以來，細化單井潛力，結合井況完好程度，以套損井治理為契機，對套損無法修復，且位于剩余油富集區域的油水井，落實局部構造，完善并重構注采井網，個別井組實施井別互換，促進液流轉向，部署并通過審批側鉆井7井次，實施轉注水1井次，挖掘井間剩余潛力。7口側鉆井，目前投產3井次，初期日產液t，日產油t，正鉆1井次，剩余3井口已下計劃。

3.3細化措施潛力排序，挖掘油層剩余潛力。

自96年投入開發，經歷25年的開發歷程，區塊剩余潛力日漸匱乏，措施難度逐年增加，為克服這一問題，充分利用動、靜態監測資料，提高措施成功率，階段共實施進攻性措施11井次，措施有效率為90.0%，初期日增油25.2t，日增氣1.8×104m3，目前日增油8.6t，階段增油2298t，增氣56.2×104m3。

4.效果評價

4.1注水利用率低，含水上升率得以控制。

目前實際耗水率3.38m3/t，高于理論耗水率1.74m3/t;實際存水率0.27，遠低于理論存水率0.41，注水利用率較低。

年內隨著效益生產高含水關井，以及措施上產、精細注水等工作。含水上升速度減緩，年平均綜合含水由90.43%下降至90.12%。由含水上升率與綜合含水關系曲線可以看出，含水上升率由15.89%下降至-2.06% ，表明油田含水上升速度得以控制。

4.2水驅控制程度提高，水驅動用程度提高

通過實施注水工作量4井次（轉注3井次，重組1井次），水驅儲量控制程度由58.9%上升至59.3%，水驅儲量動用程度由46.7%上升至49.7%。

4.3存水率持續偏低，地層壓力下降。

近年來，受油水井井況復雜局限，注采對應系統不完善，注水利用率低，無限水循環嚴重，地層存水率持續偏低，同時新區無注水補層，導致地層壓力下降，目前為15.2MPa。

4.4遞減率有所緩和，水驅采收率低于標定值

2021年以來通過完善注采系統，精細動態調配，強化措施挖潛等工作，自然及綜合遞減率均有所下降。用水驅特征曲線預測最終采收率為98.7×104t，最終采收率為15.3%，低于標定值15.7%。

5. 總結

針對復雜斷塊油藏，認清區塊存在問題，是確定下步治理方向的有利依據。通過“基礎地質研究，儲層精細評價，重構注采井網”，等手段，落實并挖掘剩余潛力，改善區塊開發效果，提高最終采收率。