现河采油厂断块油藏人工仿强边水驱

刘子超

一、存在的问题

现河断块油藏动用含油面积115.3 km2，动用储量1.424亿吨，储量比重43.6%，产量比重48.7%，标定采油率39.3%，该类油藏具有高温高盐特征，水驱为提高采收率主要手段，经过多个阶段的调整挖潜，水驱提高采收率难度越来越大。针对目前断块油藏整体动用程度较高（采出程度35.78%），已进入特高含水开发后期（综合含水96.4%），为进一步提高采收率，确定2012年在河68、河31断块油藏开展人工仿强边水驱先导试验。同时在梁60东、河71-3、河39等断块通过人工仿强边水驱与污水减排相结合，注采完善局部砂体。

二、改进的具体内容及措施

断块油藏进入开发后期，通过强化边外注水，恢复地层压力保持水平，形成人工仿强边水，使地下零散分布的剩余油重新向高部位运移，形成相对的富集区，对于特高含水期进一步提高油藏采收率，或者是提高近废弃油藏开发效果具有较强的指导意义。我厂在开发历史上，个别井组及单井实施仿强边水驱，取得了一定的感性认识，为下步继续实施人工仿强边水驱提供了借鉴。

为进一步提高现河断块油藏采收率，建议通过人工仿强边水驱，改善水驱效果。

1.制定筛选依据

从油藏因素：构造相对简单，具有一定地层倾角，含油宽度适中，水体较小、相对封闭。

开发因素：具有一定井网基础，具有一定的剩余物质基础和提高采收率空间。

工程因素：井筒、工艺配套、地面配套等具有一定的适应性。

2.制定试验区块、井组选取原则

2.1构造相对简单，储层稳定发育，具有一定厚度和渗透性；

2.2有一定的含油宽度，断块相对封闭，水、油体积比一般在3以内；

2.3具有一定的原始控制井网，现层系生产井少，或近于废弃；

2.4工艺、工程配套工作量相对简单，可操作性强。

根据以上原则，优选河68-8、河31等5个断块编制人工仿强边水驱试验方案，涉及8套开发层系13个注采井组，预计增加日油750t/d。

三、实施过程及实施时间

该建议提出后，得到采油厂改善经营管理建议领导小组的充分重视，经过组织专家充分论证于2012年3月7日立项，并开始在采油厂稀油地区实施。

1.针对注采对应率低和层间动用不均衡的问题，河4-斜93井组，水井于2011年3月补孔相对低渗层沙二33（14.09毫达西）、341（233.8毫达西）下分层注水，测试结果显示，沙二33、沙二341相对吸水量20.0%，在强化注水的同时（配注由200方调到400方），对应油井河4-斜75多层合采，放大压差生产，促进多层合采储量的均衡动用，注水三个月后，对应油井河4-斜75开始见效，日油由3.9t/d上升到7.2t/d，含水由98.0%下降到96.4%，累增油912t。

2.及时转注优化注采井网，注水见到成效。针对河105-斜6井区地层能量差的问题，在今年3月份采取积极措施，一是转注河105-斜11完善该区注采井网、二是加强边外注水，增大河148-斜11的注水量，配注由30方/天上调到60方/天，目前该区产量、能量正在恢复中，井区日液由13.4t/d上升到29.8t/d，日油7.6 t/d 上升到13.9 t/d，动液面由1699m恢复到1204m，累增油252t。

3.在河68-斜45井组，针对沙二75小层水淹情况严重的状况，通过两口水井持续5年不对称注水，补充地层能量，促进地下油水重新运移，实现水淹区油井高产。井组中河171井于2012年3月8日补孔单采后，取得18.2*14.6*20%的好效果，累增油626.3t。

四、预测经济效益

建议工作量从2012年3月份陆续实施，截止2012年10月份全部完成，措施完成后前三个月累积增油1790.3 t，取得了显著的经济效益。

经济效益=增油量×吨油价格-投入的成本费用、增加的运行费用和税费=（912+252+368.6）*3600/10000-247.65=304.086万元