海1块分采区开发效果综合评价及调整研究

董慧娟(中油辽河油田公司海南油气勘探分公司 辽宁 盘锦 124010)

海1块构造位置位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带的南端，是海外河油田的一个主力区块，开发目的层为下第三系东营组马圈子油层，含油面积5.9km2，石油地质储量1227×104t。对海1块进行细分层系全面注水调整，划分出分采区，通过细分层系井网调整，分采区内水驱储量动用程度达到82.5%，比全块高8.4%。目前，海1块已处于高含水、高采出程度的“双高”阶段，剩余油分布零散，改善水驱效果难度加大。本文通过对分采区进行综合评价，分析目前面临的主要问题，确定了分采区不适合进一步扩大，而应进行内部调整，提高注水井分注级别，努力实现分注分采，改善水驱效果。

一、分采区概况

分采区共有油井24口，开井22口，日产液504t/d，日产油74t/d，含水85.3%，年产油2.36×104t，采油速度0.95%，累积产油120.34×104t，采出程度38.65%。注水井11口，开井10口，日注水324m3/d，年注水量9.68×104m3，年注采比0.61，累积注水157.64×104m3，累积注采比0.34。

二、分采区综合评价

1.水驱动用程度高

目前，海1块分采区水驱控制程度91.7%，水驱动用程度82.5%，分别高于区块整体开发水平4.7%和8.4%。

2.含水上升速度得到有效控制

通过不断完善注采结构，分采区含水上升速度得到有效控制，含水上升率由1.29%下降到目前的0.58%。

3.地层压力保持相对稳定

通过注采系统的不断完善，断块地层压力相对稳定，保持在饱和压力85%以上开采。

4.递减率略有上升

通过分层系加密调整、注水井网调整等一系列的油藏综合治理，分采区稳产基础得到有效加强，特别是开始引进深度调剖和压裂填防砂技术、开展周期注水、大规模找堵水等综合调整后，自然递减率和综合递减率大幅度降低，分别下降到15.3%和10.5%。但由于多轮次调剖效果变差、水井分注级别低、因油稠、出砂等原因影响，递减率又有增大的趋势。

5.水驱采收率提高

海1块采收率由开发初期的23.9%上升到细分层系全面注水开发后的41.7%。当油田进入高含水开发阶段时，仅采出地质储量的20%，大部分储量是在高含水期采出。针对分采区进行研究，通过运用甲型水驱曲线等五种方法，对分采区上、下层系分别计算，预测分采区最终采收率可达48.3%。

三、分采区调整可行性研究

1.部署加密调整井的潜力

通过对分采区产量进行按层系劈分，上下层系采出程度分别为35.11%和40.37%，确定单井控制剩余可采储量为0.9×104t，且分采区平均井距为164m。因此，在分采区部署加密调整井潜力较小，受现有井网限制，无法严格实现分注分采。

2.注采系统的完善程度

海1块d3段北部断层附近，近两年投产更新井、侧钻井7口，目前这些油井平均动液面980m，低于全块平均动液面，而且分采区注采井数比偏低，低于整个断块1:2.0，分采区局部地区缺少注水井点，现有井网条件下完善难度大。

3.注水井分层注水情况

分采区油水井井段较长，层间矛盾突出，各主力油层组吸水剖面统计，吸水状况差异较大，其中E3d2Ⅲ油层组吸水厚度占90.3%，而E3d3Ⅱ油层组吸水厚度只占40.2%，有待进一步细分注水。但由于受油稠、出砂影响，投捞水嘴困难，多级分注受限制，三管分注井占分注水井总数的63.6%，平均5.4层/段，分注级别有待提高。

4.剩余油分布情况

通过统计新钻井、侧钻井、水平井钻遇情况，注水波及体积系数达82.5%，平面上剩余油分布零散，改善水驱效果难度大。如海13-18井侧钻后只有2个小层解释为低油层，其余均水淹，波及体积系数达93.47%。

四、分采区调整对策

分采区合采井数8口、合注井数8口，且井段长、分注级别相对较低，没有实现真正的分注、分采。受过去逐层上返开发方式影响，上层系开发力度小、采出程度低，潜力大；下层系开发力度大、采出程度高、潜力相对较小。在无法扩大、加密调整的条件下，计划针对分采区大井段合注的9口注水井进行多级分注，注水细化到小层，以达到分采分注的最终目的。对分采区北部断层附近上下合采产量不理想且高含水的油井，考虑改为上层系油井或转为水井。加大采油井堵水、回采和调层力度。对生产或主要生产下层系的且产量较高的油井，仍做下层系油井；对下层系高含水井但上层系有潜力层的改为上层系油井，以提高上层系动用程度。

结论

综合、客观的评价分采区开发效果，通过分析目前生产所面临的实际问题，研究分采区扩大、调整的可行性，对下步调整工作具有重要的指导作用。根据实际生产情况制定合理的调整对策，能有效地改善分采区水驱效果。

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