高含水油田开发后期挖潜增储措施研究

李园园

摘 要：目前中国东部断陷盆地普遍已经进入了开发后期，综合含水率达80%以上，措施挖潜的难度越来越大，本文通过深化认识永安镇油田永3断块油藏基本特征以及剩余油分布情况，对其进行动态分析。通过对低效井实施堵炮眼补孔改层，转注水井，实施水井注聚调驱试验等措施，进一步完善断块的注采井网，协调注采关系，改善开发状况，提高储量动用程度。针对目前开发中仍然存在的问题，制定了相应的调整原则并制定相应的调整意见及下步措施，以期对断块今后的稳定发展起到一定的指导作用。

关键词：高含水油田 注采井网 剩余油

中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）02（c）-0105-02

提高高含水油田剩余油采收率是一项世界性难题，处于开发后期的高含水油田具有综合含水率高、产量下降快的特点，永安镇油田作为一个开发了40年的油田，目前处于开发的中后期，开发的对象已经由早期的砂层组到如今的单砂层，虽然采油速度较高，但是仍有大量的剩余油不能采出，如何实施开发方案，调整注采井网以提高采收率是目前在油田开发中遇到的关键问题。

1 油田地质概况

永3断块区位于永安镇油田南部，该断块总体上受北界南倾近东西向永3二级大断层控制，呈断鼻构造（图1），断块内部又发育2条近东西走向的断层，将断块切割为四个台阶。地层基本南倾，倾角在10°～12°。是一个被断层复杂化的断块油藏。含油面积4.08 km2，地质储量1556.5×104t。主要含油层位是沙二下2-11砂层组，储层平均孔隙度27%，空气渗透率1079毫达西，地面原油密度0.87 g/cm3，地面原油粘度34 mPa·s，原始地层压力20.5 MPa，饱和压力9.3 MPa，原始地层压力系数1.0，是一个中高渗透、稀油低饱和复杂断块油藏。

研究区储层主要发育在沙河街组二段，沉积相类型是三角洲沉积相，物源主要来自东部的青坨子凸起和北部的陈家庄凸起。沙二1-4砂层组发育有三角洲平原，5-8砂层组发育水下分流河道、分流间湾、河口坝、远砂坝、席状砂等沉积微相。9-11砂层组发育前三角洲亚相，以前三角洲泥微相为主、远砂坝、席状砂等微相少量发育。不同砂层组、不同小层储层物性差异大，主力砂层组内的各小层间的非均质强，3砂层组的渗透率最大，高达1992×10-3μm2；而11砂组的渗透率最小，为161×10-3μm2，这主要是受到各砂组的沉积微相的影响，平面上沉积微相的变化控制了砂体物性的变化：3砂组是三角洲平原沉积，砂体大量发育，沉积砂体粒度较粗，渗透率较大，而11砂层组为前三角洲沉积，粒度较细，渗透率较小，物性差。

2 永3断块开发形势及存在的问题

永3断块经历了4个阶段的开发历程。1965年12月依靠天然能量投入开发，投油井16口，投产初期均有自喷能力，储层产能好、天然能量足；1978年5月永3-12井转注，进入初期注水开发阶段，采取低部位注水、高部位采油的措施，但因一套层系开发，层间干扰严重，单层注入水突进导致含水上升率高达2.3%；1988年，将永3断块分沙二下2-4砂组以天然能量开发，井距400 m、沙二下5-11砂组以腰部注水的注采井网，井距260～400 m两套层系建立注采井网[1]，部分小断块钻新井补充完善注采井网。但调整后开发中仍然存在两个主要问题：一方面5-11层系内层间干扰严重，油藏类型多样，作为一套层系影响开发效果；另一方面油水井井况日益恶化，造成注采井网极不完善，地层压力逐年下降；进入2004年，针对层系划分粗、井网不完善等问题，将两套层系细分为沙二下2-4、5-6、7-9、10-11四套层系。对前两套层系进行局部调整完善，主要针对沙二下7-9、10-11层系通过钻新井进行整体调整，完善注采井网，对跨层系合采合注井利用卡封、打塞、堵炮眼等方式进行层系归位。细分调整初期，井网较为完善，含水下降，油量增加，但因开始动用中低渗透层，储层能量下降迅速。

截至2012年5月，永3断块投产油井109口，开油井86口，区块日液水平4151 t/d，日油水平248 t/d，综合含水93.7%。纵向上看，沙二5-6层系采出程度、含水最高，能量最好，目前储量失控严重，7-9、10-11层系中低渗层采出程度较低，能量差，水驱动用程度较低；平面上看，一台阶含水上升快，二台阶因高渗厚层储量失控，中低渗层合采动用较差，采出程度最低，三台阶采出程度最高。

3 注采井网调整方案

针对永3断块平面、纵向上渗透率差异大，储层物性差异大，断裂系统复杂，层间干扰严重等导致的含水量增加块、产量递减大问题[2～3]。通过调查油藏注采状况、综合分析油水井况，调查剩余油分布以及关、停井潜力等一系列基础工作，对砂二1-11各小层注入产出情况进行量化，统计所有井含水情况以及平面、小层间水淹程度，在空间上量化剩余油分布。剩余油主要分布在永3断块局部构造高部位无井控制区、Ⅰ类厚层沙二5-1、5-2、6-1的高部位、Ⅱ类厚层高部位及腰部井间滞留区、中低渗透薄层储量动用差井区。分砂层组看剩余可采储量最高的主要是沙二5，为143.9万吨，而沙二7、8、9、10层相对剩余潜力也较大（表1）。纵向上：厚层剩余油主要富集于5-1、6-1-1、6-2、7-1小层及5-2厚层顶部，薄层在沙二2-4-2、2-6-1、7-2、7-3、8-3等小层潜力较大。

针对断块目前层间物性差异大、能量下降快、井网欠完善的问题，对断块进行以下调整：（1）完善注采井网，对部分高含水井和低能井如8×82、8×86井实施转注措施，对永8斜82块形成4采2注的注采井网，补充地层能量，挖潜平面剩余油潜力，累计增油5914.8 t。（2）对出砂、结蜡井如8P9井在开采过程中加清防蜡剂、热洗等日常管理措施。（3）对有潜力的油井实施补孔、卡封等措施，增加泵效。充分挖掘剩余油潜力，以达到增油目的，提高采收率；对水井补孔分注，以协调注采关系，改善水驱效果。（4）积极实施配产配注工作，优化油井产液量和水井注水量，调整地下注采流场，进一步扩大水驱波及体积、减缓井组递减。2011年12月到2012年5月期间永3断块水井共调配24井次，日增油7.7 t，累计增油974.9 t。

4 结论及认识

对高含水期复杂断块油田，层间、层内矛盾突出，要提高和改善水驱效果，增加采收率，必须深入研究层间剩余油状况，充分利用动静态资料，认清剩余油潜力层段，并以此为依据指导断块注采调整。在剩余油分布规律研究的基础上，强化井层精细分析，挖潜剩余油潜力，提高采收率。

参考文献

[1] 陈月明，吕爱民，范海军，等.特高含水期油藏工程研究[J].油气采收率技术，1997.4（4）：39-48.

[2] 李中洲，李存贵，王自立，等.中高含水期油藏开发技术改造的实践与认识[J].断块油气田，2003，10（4）：46-47.

[3] 冈秦麟.高含水期油田改善水驱效果新技术[M].石油工业出版社，1999.endprint