W51断块高效开发配套技术研究与应用

杨建华杜云张传甫汪新

（1.中原油田分公司采油二厂；2.中原油田分公司电泵研究所）

W51断块高效开发配套技术研究与应用

杨建华1杜云1张传甫1汪新2

（1.中原油田分公司采油二厂；2.中原油田分公司电泵研究所）

W51断块构造区域位于濮城油田中央隆起带濮城、文留和卫城三个构造的结合部，是被多期断裂系统切割而形成的一系列构造截然不同、含油差异较大的复杂断块区，是一个典型的多油层非均质油藏。纵向上主要发育沙二上、沙二下二套含油层系，地质储量930×104t。开发过程中存在的问题有井况恶化，注采关系不完善；层间和平面非均质性强，单层突进严重，含水上升快；合采井多，对开发的影响日益加大。通过剩余油分布规律及配套挖潜技术的研究和应用，开发指标明显改善，达到了提高经济效益的目的。

濮城油田 非均质油藏 井况 剩余油 注采井网 水淹

濮城油田W51断块于发现1983年，相继经历了滚动勘探开发阶段、完善注采系统、高产稳产阶段、产量递减阶段、产能恢复阶段。W51断块现含油面积9.3 km2，地质储量930×104t，可采储量322×104t，全区油藏平均厚度12.2 m[1]。

1 开发过程中存在的问题

1.1 井况损坏严重，平面注采不完善

W51断块油藏有水井36口，影响开发的21口，不能利用的15口，分别占总井数的58.3%、41.6%。有效注水井点减少，油藏油井单井平均受效方向由完善期的2.2个下降到1.9个，井网控制程度由完善期的79.6%下降到64.5%，影响水驱控制储量154.1×104t，水驱动用储量109.3×104t，水驱控制程度由完善期的88.7%下降到73.4%，直接影响油藏的开发效果[2]。开井的21口中有影响开发的事故井6口，其套变或鱼顶位置都在注水井段以上，分层注水和分层调剖工作无法进行，20.72×104t的水驱控制储量无法动用。

1.2 层间和平面非均质性强，单层突进严重，油

井含水上升快

W51块含油小层多，含油层段长，由于层间渗透性的差异，层间动用差异大。主力小层厚度大，物性好，渗透率高，有效厚度连通率在90%以上，是主要的吸水层和产出层。吸水剖面资料反映，主力流动单元沙二下为主要吸水层，表现为单层突进，在注水井和采油井之间形成地下“水道”，导致全井流压升高，加剧了层间矛盾，其他层因干扰而吸水少或不吸水。由于层间吸水差异大，注入水单层突进严重，导致对应油井含水上升快，部分油井过早进入高含水期，加快了层系产量的递减率，严重影响了油藏的开发生产指标。

1.3 合采井多，对开发的影响日益加大

W51断块含油层段为沙二上和沙二下，2010年以后补开沙二上合采，造成油藏大面积的合采井。由于沙二上为低产油层，初期增油幅度不高，加上沙二上、沙二下两套层系物性差异大，造成合采井层间干扰严重，潜力层难以发挥其潜力。

2 剩余油分布规律分析

首先划分储层沉积相及流动单元，根据新钻调整井水淹层、采油井产出剖面、注水井吸水剖面、卡堵井的二、三类储层产能等分析结果，通过划分网块，利用注入倍数法计算出各小层含水及剩余可采储量。计算结果表明，剩余油分布特征大致可分为以下三种类型：①剩余油集中分布在断层的边角；②剩余油分布在注采井网不完善区；③剩余油集中在储层明显变化区域。

3 W51断块配套挖潜技术实施效果

近3年，针对W51断块长期以来存在的井况损坏严重、平面注采失调、层间矛盾突出等问题，区块的开发思路是产能恢复，利用更新、侧钻井调整注采井网，利用大修恢复注采井网，利用转注重建注采井网，增加油井受效方向，提高水驱波及面积；依靠分注、分调、堵水等工艺技术提高水驱控制、水驱动用程度，充分挖潜二、三类储层的潜力，降低老井递减，提高区块采收率。

3.1 更新、侧钻完善注采井网

在井网损坏区，更新5口，侧钻4口。钻遇砂层428.6 m/148层，其中钻遇油层54.5 m/29层，水淹层163.4 m/52层（一级水淹层64.2 m/15，二级水淹层36.0 m/14，三级水淹层43.2 m/17，四级水淹层20.0 m/6），干层210.7 m/167层。通过钻遇情况可以看出，区块水淹层占钻遇层厚度的38.1%，由此可见水淹层所占百分数与吸水、产出剖面一致。从投产情况看，5口更新井采二、三类差层，初期日产液44.1 t，日产油36.8 t，含水16.6%，目前日产液54.1 t，日产油45.1 t，含水16.6%。侧钻井4口主要挖潜高部位的剩余油，初期日产液71.4 t，日产油56.1 t，含水21.4%，目前日产液87.9 t，日产油32.7 t，含水62.7%，累计产油1.99×104t[3]。

3.2 转注重建注采井网

针对井况损坏严重、注采失调的问题，仅仅依靠大修恢复井网效果并不明显。大修后注水方向没有改变，大修井的层间矛盾没有根本解决，所以2008年改变以往的开发思路，通过转注完善注采井网，改变流线方向，转注老水井8口，转注更新井2口，注二、三类差层，共增加注水厚度层段232.5 m/147层，增加注水方向28个，增加水驱动用储量30.2×104t。通过转注改变流线方向，提高水驱波及面积，对应13口油井见效明显，对应油井累计增油1.02×104t。

3.3 油井堵水动用差层

近3年，在水井上频繁进行调剖，由于差层启动压力高，造成调剖井成功率低，成功井有效期短，但是油井地层压力低，采取水泥挤堵成功率高，所以W51断块把堵水的重点放在油井上，取得了明显的开发效果。近3年，共实施油井堵水11井次，有效11井次，控制高渗层86.3 m/25层，日降液量84.5 t，日增油26.6 t，累计增油1.59×104t。

4 开发指标对比及效益评价

2008—2010年，开发形势呈四升一稳两降的趋势，即日注水、日产液、日产油、动液面稳中有升，综合含水稳定，两个递减下降，连续3年实现超产，产量逐年攀升。到2001年，年产液9.9×104t，其中年产油1.21×104t，新井年产油1.44×104t，老井自然年产油7.26×104t，综合含水77.51%，采油速度1.06%，自然递减22.96%，综合递减10.12%，年注水73.08×104m3。与1998年比，年产油增加2.07×104t，老井自然产量增加1.27×104t，综合含水下降5.78%，采油速度提高0.07%，自然递减下降16.27%，综合递减下降19.25%，提高水驱控制程度13.6%，提高水驱动用程度12.7%。

3年来，油水井老井措施82井次，其中油井措施40井次，投入资金359×104元，水井措施42井次，投入费用446×104元，合计投入805×104元，措施增油1.78×104t，油井注水见效1.28×104t。每吨油价格按1 440元计算，创效益4 406.4×104元，投入产出比1∶5.48。

5 结论

（1）运用油藏精细描述方法，进一步寻找挖潜剩余油分布规律及潜力。

（2）以水井为中心，完善注采井网，做好油藏平面及层间调整工作，提高水驱控制及动用程度，增加控制可采储量。

（3）对于非均质多油层高含水油藏，实现层间对象转移开发，充分动用Ⅱ、Ⅲ类油层是区块稳产高产的重要条件。

（4）应用先进的工艺技术（双靶定向井、大修、油井堵水、水井分调、分注）是提高油藏开发水平的重要保障。

[1]刘一江.中原油田采油新技术文集[C].北京:石油工业出版社,2000：351-356.

[2]徐树汉.濮城油田高含水期开发技术论文集[C].北京:石油工业出版社,2002：314-319.

[3]刘月臣.中原油田科技论文集[C].北京:石油工业出版社,2002：92-101.

Study and Application of Development Technology in W51 Faulted Block

Yang Jianhua,Du Yun and Zhang Chuanpu et al.

Pucheng Oilfield， Heterogeneous reservoir， Well conditions， Remaining oil，Flooding

10.3969/j.issn.2095-1493.2011.02.012

2011-01-18）

杨建华，1987年毕业于重庆石油学校，工程师，现从事采油技术管理工作，E-mail:Yangyang8058@sina.com，地址：河南省范县采油二厂工艺研究所，457532。

W51 faulted block is the central uplift of Pucheng Oilfield and in the junction of Pucheng，Wenliu and Weicheng structure.It is a series of complex faulted block formed by a series of different structures.Its geological reserves is 930×104t.There are some problems during development，such as worsened well condition，increasing water cut and a lot of multiple-layered producting wells ect.We can increase the economic benefits of the faulted block by the application of corresponding technique for tapping the potential.