“提升三率”管理法在单元开发中的应用

韩利明

摘 要：林樊家油田林东单元位于济阳坳陷东营凹陷和惠民凹陷之间的林樊家构造东南部，属于中高渗、常规稠油、常温常压的受不整合面和岩性控制的构造-岩性地层油藏。随着单元开发程度的提高，自然递减呈上升趋势，稳产难度逐年加大。文章提出：以“提高三率”和“有效注水”为核心，科学组织，超前谋划，牢牢把握生产主动权，在注水井大调查的基础实施了“提升三率”管理法，取得了明显效果。

关键词：三率；管理法；井网；注水

中图分类号：TE357.46 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）08-0136-01

1 单元概况

林东单元位于济阳坳陷东营凹陷和惠民凹陷之间的林樊家构造东南部，是一个新近系馆陶组的大型披覆构造。主要开发层系Ng45-7，含油面积8.8 km2，上报石油地质储量734×104 t。从油藏剖面看，Ng45-7砂组为网状河流沉积，油层全区分布相对稳定，有效厚度一般在4～6 m。

储层平均孔隙度30.0%，平均空气渗透率1 056×10-3 um2，渗透率级差14.9，地面原油密度0.95 g/cm3，粘度538 mpa.s，属常规稠油，油层温度48～55 ℃，原始油层压力10.44 MPa。综合来说，林东单元是属于中高渗、常规稠油、常温常压的受不整合面和岩性控制的构造-岩性地层油藏。林东东西方向油藏剖面图如图1所示。

目前，单元开井数68口，日产液水平884 t/d，日产油水平270 t/d，含水69.5%，动液面650 m；注水井开井数39口，日注水平979 m3/d，采油速度1.34%，月注采比1.19，年自然递减6.4%。

2 开发现状

林东单元从投产到现在，历经20多年的开发，经过了天然能量开发阶段，注水开发阶段，累计采出程度17.47%。但随着单元开发程度的提高，自然递减呈上升趋势，稳产难度逐年加大。油田开发到了中后期，多种矛盾和问题相互交织，单凭几项单一的油井措施是难以奏效的，必须从立足于“网”、立足于“水”、强化注水、细分注水来实现自然递减减缓提高原油产量。为此提出：以“提高三率”和“有效注水”为核心，科学组织，超前谋划，牢牢把握生产主动权，在注水井大调查的基础实施“提升三率”管理法。

3 “提升三率”管理法的内涵

整体思路是紧紧围绕油田提高“三率”为目的，牢固树立“以水为先、以网控油，精细注水”的理念，以层系细分、井网完善为引领，分单元集中治理的原则全面提升水驱油藏开发效果。

4 “提升三率”管理法的实施与运行

4.1 精细地质研究，建好单元静态井网

林东单元储层以网状河流相沉积为主，储层非均质明显，局部水淹严重。根据这一问题，对林东单元进行了剩余油分布规律研究，分析认为，林东单元平面上剩余油普遍分布，但受构造位置、储层非均质性以及注采流线等因素影响，又呈现出差异富集的特点，并且运用油藏数值模拟方法进行研究，分析认为剩余油主要分布在三个方向：侧缘相带、非主流线部位、角井附近。后又通过多套井网的论证，认为五点法面积井网是最合适的一套井网。运用数值模拟方法对井网加密进行优化对比，对井网形式，技术井距和经济井距进行了详细的论证，井距由目前的350×500 m缩小至250×350 m，在注水井与角井分流线上加密油井，原角井和边井转注，实现流场的转换。

4.2 强化井网管理，护好单元动态井网

①坚持“层系为先、以网控油，以水為重，精细开发”理念，以提高井网完善程度为目的，“织”好网。根据周围井的能量状况等，转注4口井，日增注167方，累增注14 857方。

②针对林东单元动态井网逐年变差的问题，实施分因素治理停产停注井，提高了井网完善程度。共采取措施13口，其中侧钻8口井，打更新井5口。

③强化油藏工艺一体化，改善措施挖潜效果。近几年通过对防砂工艺进行大胆创新和引进，形成了适合林樊家油田油藏特点的防砂体系。针对不同的井况及油层特点，长井段油井采用复合防砂，短井段油井采用一次性高压循环充填防砂，储层污染严重、渗透率相对较低油井采用压裂防砂，注水井采用HY化学防砂，出砂水平井采用下滤砂管、管外循环充填防砂，取得了良好的开发效果。2012年以来，林东单元实施油井防砂15口，单井日增油6 t/d，累增油3.4935×104 t，有效期延长2～3 a；实施注水井防砂8口，单井日增注水量21 m3/d，防砂成功率为100%。

4.3 转变注水理念，改善水驱开发效果

①转换理念，分层注水实现均衡水驱。林东单元层薄层少，绝大部分水井都是笼统注水。今年实施分层注水，将各小层潜力发挥到极致，实现了均衡水驱。林东共开井37口，单层7口，分注1口，笼统注水29口。需分注17口，今年实施分注4口井，对应油井16口，见效12口，日增油25 t/d，累计增油3 575 t。

②科学注采调配，改善水驱开发效果。为进一步减缓递减、控制含水上升速度、保持油田稳产，在对油藏进行科学分析的基础上，将林东块注采井区分为细分为注采平衡区、能量不足区、单向突进区、不受效区。针对不同区域，实施分区动态调配，协调注采关系，改善水驱效果。全年共实施水井调配18口，其中上调12口，影响水量228方；下调6口，影响水量115方。对应油井23口，见效17口，日增油28.5 t/d，累增油2 825 t。林东块的含水上升率控制在1.0以下，自然递减率控制在6.5%。

4.4 强化基础管理，提高出砂井管理水平

在日常管理过程中，实施“五时四必管理法”。

①在油井管理上采取“五时管理法”。作业开井时，稳压启动逐步建立生产压差；正常生产时，科学调整生产参数保持合理生产压差；群管群挖时，平稳控制套气，避免油层激动出砂；需要停井时，将抽油机停在上死点，避免井筒砂卡；洗井冲砂时，将活塞提出工作筒大排量冲洗，及时清理井底沉砂。

②在注水井管理上采取“四必管理法”，作业或长时间停注开井时，必须洗井；系统压力波动时，必须保持注水压差稳定；干压低于油套压时，必须关井；洗井时，必须执行“一查、二控、三对比”的方法。通过强化出砂井的管理，与2011年相比，防砂失效井减少了11口，油水井开井率达到92%，躺井率控制在4.5%以内。

5 实施效果

通过在林东单元推行“提升三率”管理法，收到了良好的效果：

①产量上升，含水下降，自然递减减缓。日产液水平由745 t/d上升到884 t/d，日产油水平由223 t/d上升到270 t/d，采油速度由1.05%上升至1.34%，自然递减由8.1%下降到6.4%。综合含水由69.8%下降到68.7%，下降1.1%，含水上升率为-3.2。

②水井开井数、有效注水量明显增加，注采对应率上升。水井开井数增加6口；有效注水量增加263 m3；注采比由0.94上升到1.19；分注率由21%上升到30%；层段合格率91%。储量控制程度由81%提高到86.5%，水驱动用程度由78%提高到82.1%。

6 认识和体会

精细注水是水驱油藏开发的灵魂，是油田开发的长效之策、根本之策。只有提高水驱储量控制程度和水驱储量动用程度，才能有效降低自然递减率，使产油量平稳运行。在今后可持续效益化发展道路上，我们最终依靠的是精细水驱挖潜保稳产。通过在林东实施“提高三率”管理法来，单元的开发形势大大好转，实现了在没有新井产量的情况下产量不降、含水不升的良好局面。因此说“以水为重”是油田开发长效之基，抓好油田注水就抓住了油田产量；精细管理是注好水唯一有效途径，“提升三率”是老油田稳产的关键因素。

参考文献：

[1] 王志军，刘秀航，谭志安，等.水井增注措施优化设计方法[J].大庆石油学院学报，2004，（4）.

[2] 张东荣，王军，潘艇，等.利用存水率与水驱指数评价油田注水效果[J].内蒙古石油化工，2001，（1）.