港西一区一断块提高采收率技术对策研究

杜京蔚（大港油田第五采油厂，天津 300280）

1 开发历程及现状

港西一区一断块于1966年试采，1970年以250×250m正三角形井网投入开发，1972年以点状面积注水方式注水，按其开发特点可分为四个开发阶段。包括产能建设阶段、产量递减阶段、完善注采井网阶段、综合调整阶段。综合调整阶段（1998年1月—至今），通过精细油藏描述，提出以扩边、加密、补层等措施，提高油层动用程度，完善注采井网为主的调整方案。断块注采井网得到完善，剩余油层得到有效控制，水驱效果得到提高。目前该区块共有油井62口，开54口，断块日产油160.5t，综合含水90.06%，采油速度0.79%，累计采油247.62×104t，采出程度35.32%。

2 目前存在的问题

2.1 由于长期注水开发，整体进入“双高”阶段，平面大孔道明显，目前仅依靠完善井网及常规注水治理提高采收率难度大；

2.2 报废井、套变井多，降低了井网完善程度。该区块因出沙、油稠等单井报废、套变井比例较高，油水井因出沙、储层单一关井、报废共90口，占总井数的51.72%，部分井由于砂体单一，高含水后无接替层，关井。

2.3 层内、层间矛盾突出，主力层系注水循环，水驱效果差。断块无层系划分，注入井与采油井多为大段合采合注，加上套变井多的影响了，层间矛盾突出，主要表现为主力砂体已进入“双高”开发阶段，采出程度32.2%，综合含水90.6%，而非主力砂体采出程度仅为14.8%。

2.4 NmⅠ油组因出砂严重，动用程度差。NmⅠ油组地质储量规模较大，达到199.2×104t，因胶结差，出砂严重，早期防砂工艺技术效果较差，截止目前油层累计采出程度仅为7.41%，动用程度相当低。

3 剩余油分布特征

3.1 以油组为单位统计，NmⅡ、NmⅢ油组采出程度较高，分别为23.56%和25.77%，NmⅠ油组因出砂严重导致无法真正投入开发，所以采出程度低，仅为7.41%

港西一区一断块纵向上共划分55个含油单砂层，结合开发动态及监测资料，将单井实际累产油劈分到个单砂层，得到每一个单砂层的累积产油量，从而计算出各单砂层的采出程度。单砂层采出程度大于25%的层数21个，占总数的38.1%，地质储量734.6×104t，占总储量的54.8%。

3.2 各单砂层间采出程度差异较大，主力单砂层采出程度较高，平均采出程度26.2%，非主力单砂层动用程度较低。地质储量大于30×104t砂体，占总地质储量的24.3%，地质储量在10-30×104t砂体，占总储量的31.8%，单砂体储量规模还是比较大的。而在地质储量大于30×104t主力砂体中只有NmⅡ-4-2、NmⅡ-7-1、NmⅡ-9-1、NmⅢ-1-2几个砂体采出程度大于30%，其他砂体采出程度小于30%，部分砂体具有进一步完善注采井网，提高油藏动用程度，总体来看港西一区一断块剩余潜力较大。

4 开发调整方案

港西一区一纵向上主力层相对集中，油层较发育，根据油砂体范围大小，油层厚度大小，动用情况及剩余油分布情况综合分析，该断块潜力点主要在以下几个方面：

4.1 针对主力油砂体完善注采井网，提高水驱控制程度潜力

由于长期注水开发，主力含油砂体目前已进入“双高”阶段，平面大孔道明显，水淹严重，对于井网不完善，剩余潜力较大井区，在储层有利部位部署新井，完善注采井网，增加水驱储量控制程度，提高主力层注水驱油效率和水洗程度对断块的稳产、上产起着重要作用，仍然是今后挖掘剩余油潜力的主攻方向。

4.2 层内、层间动用差异形成的潜力

层间动用差异大，通过细分开发层系与细分注，将会大幅度提高注采对应率与油层动用程度，从而提高采收率。

截止到目前，一区一断块总测试230.9m/43层，吸水152.8m/24层，存在层内矛盾100.1m/13层，分别占吸水层的66.2%和43.3%，从测试结果分析，层间、层内矛盾非常突出，层间、层内油层动用差异较大。

对于这些层内非均质性较强，层内矛盾突出的单砂体，可以通过改善注水剖面，扩大注水波及体积，提高波及系数，以提高油层动用程度，充分挖掘剩余油潜力。

4.3 NmⅠ油组因出砂严重，动用程度差

随着防砂工艺水平的提高，针对出砂严重的问题在近几年得到解决，针对NmⅠ油组油层集中的富集区域，实施新老井防砂后投产，将会见到很好的效果。

[1]《提高石油采收率技术》，姜继水，2007年.

[2]《大港油田断块油藏开发技术研究论文集》，2008年.

[3]《大港油田断块油藏开发技术研究论文集》，2011年.