扶余油田开发存在主要问题及建议

代春明(中国石油吉林油田公司扶余采油厂 138000)

目前扶余油田进入到特高含水开发阶段，老井含水上升率较高，自然递减居高不下，油田开发形势严峻。面对此种状况，扶余油田近年在技术和管理方面做了大量的工作，但仍未从根本上改变，采收率的进一步提高也受到了制约。分析油田目前存在的主要问题，提出针对性措施，在加强常规注采调控基础上，开展井网重组层系调整、细分注水层段、配套调堵降粘等措施，进一步改善水驱效果，实现特高含水开发阶段高水平稳产。

一、扶余油田开发存在的主要问题

扶余油田目前开发中存在的主要问题是自然递减居高不下，控制难度大，稳产基础弱。主要原因一是主力注水区含水上升快导致的产油下降；二是由于套变、套返、边部区块停注、欠注造成产液下降导致的产油下降。具体分析如下：

1.含水上升快的主要影响因素

从达西公式推导出的含水关系式可看到：影响含水率的主要因素是原油粘度、地下油层含水饱和度。原油粘度在较短开发时间内不会有明显改变，影响综合含水主要的因素是地下含水饱和度。利用取芯井相渗曲线计算地下含水饱和度与综合含水率数据对应关系，当现开发阶段含水上升率为1.5%时，计算理论出年采油速度应为0.84%，而实际上采油速度只有0.43%，这说明注入油层的水并没有将相应的原油置换出来，而是在水流优势通道部位进行了无效循环，没有真正实现有效驱替。这说明特高含水开发期的含水上升率大主要原因是无效水循环严重。

造成无效水循环严重、含水上升率高的主要因素包括储层沉积特点、注采井网、开发层段划分、原油性质等多方面原因，具体如下：

（1）储层非均质性决定了水驱差异大，注水容易形成无效循环

扶余油田开发层系为扶、杨油层，沉积环境为河流-三角洲沉积，主力油层为水上（水下）分支河道、曲流河点坝、废弃河道等河道沉积砂体，同时扶余油田天然和人工裂缝发育，这些特点决定了有效储层在平面、层间、层内均显示了较强的非均质性，导致不同方向、不同部位，在注水开发过程中存在明显差异，注水方向性强，容易形成水流优势通道。

（2）现注采井网条件下注水受效方向少，水驱方向性强

示踪剂监测显示，主体注采井网中（油井距100米、水井距200米、排距87米）平面受效差。从示踪剂集中监测的区块反应，主体注采井网，油井正常情况下应该为4个方向受效，但实际上主要为单向或双向受效，角井方向见效差。这说明正常注水井网中水井井距大，砂体控制不住，开发一定时间后，容易造成注水方向强，水驱波及体积小，含水高，无效水循环重，但中间区域易形成剩余油。

（3）原油粘度高是含水上升快的一个重要原因

扶余油田边部类稠区块原油粘度大，主体注水区随着注水开发的深入，原油粘度也有增大的趋势。原油粘度高，注水指进现象明显，造成无效水循环加剧，含水上升率加快。

（4）多层段合层开采，高渗层段强吸水导致含水上升快

扶余油田开发层系为扶杨油层，一般单井钻遇有效砂体为10-16个。扶余水井分注层段一般为3-6段，各单砂体物性差异较大，造成产吸剖面差异也较大，造成无效水循环严重，不吸水厚度达到43.4%，相当于注水有效动用了56.6%的厚度，实际有效动用程度偏低。

2.产液下降影响因素分析

主要是注采井网不完善，水驱控制程度低，造成局部区块产液下降或低水平稳产。欠注井、注不进井、停注井多影响注水量，进而影响产液、产油。

二、下步想法和建议

从以上分析看：扶余油田自然递减大主要原因是含水上升快和边部类稠油区块、主力注水开发区由于套返、套变等因素局部注采井组能量不足，产液量下降幅度较大导致的。无论是控制含水上升还是提高产液量，从扶余油田长远发展角度考虑，进一步的精细水驱仍然是扶余油田今后开发的主要方向。基于以上主要矛盾，实现控水稳油重点要做好以下几方面工作：全面深化地质认识，夯实提高油田开发水平的基础；加强注采调控，控制含水上升扩大水驱波及体积；完善注采井网、层系细分，进一步扩大水驱波及体积；抓紧解决“水窜”问题，是当前扩大水驱波及体积的关键；采取多种方式，通过注够水实施产液量稳步增长。

总之，当前扶余油田只有在不断深化油藏地质认识的基础上，进一步加大井网完善和层系细分力度，着力解决无效水循环严重—“窜”的问题，全面、科学加强油藏精细管理，才能不断提高油田开发的管理水平，才能真正掌控扶余油田的未来。