宝塔油田8303注水开发区提高采收率对策研究

高候林

摘要：8303区块是宝塔油田主力产油区之一，该区块于2002年开始开发，2011年进入大规模注水开发。截止到目前，区块采出程度仅5.91%，采出程度低，潜力巨大。本次研究通过8303注水开发区历年采油、注水情况，同时结合区块地质因素，总结分析区块开发中存在的问题，在此基础上提出适合本区块的开发对策，以期达到提高采收率的目的。本次研究为本区块后续开发提供技术支持，同时为同类油藏开发提供指导借鉴作用。

关键词：宝塔油田；8303区块；注水开发；提高采收率

8303注水开发区于2002年5月投入开发，经历了试采、上产及规模开发三个开发阶段（图1）。截止2017年底，全区共有总井数635口，其中采油井526口，注水井104口，探井5口。目前，区块采油井开井500口，平均单井日产液0.49m3，累计产液65.42×104m3，平均单井日产油0.21t，累计产油37.53×104t。注水井平均单井日注水2.8m3，累计注水53.97×104m3。地下亏空体积11.45×104m3。累计注采比0.82。目前区块采出程度低，仅5.91%；综合含水45.42%，已进入中含水阶段，局部井组已进入高含水、水淹阶段。因此，搞清区块开发特征、开发中存在的主要问题，提高区块采收率对策至关重要1。

1 油井生产特征分析

8303注水开发区初期依靠天然能量开采，产量低、含水低。2011年进行大规模注水开发，地层能量得到有效恢复，产量提高，但同时含水也在增加，由于油井所处位置储层厚度及物性差异较大，注水量及工艺措施等也不尽相同，在不同区域生产状况各一。本次归纳统计了8303注水开发区构成注采井网的380口油井注水后的生产情况，归纳起来主要有以下生产特征：

1、初期产量较低、含水低

自2011年注水后，有相当一部分油井初期并没有很快见效，维持在低产状态，月产液9-30 m3，月产油8-20t，综合含水在20%左右。该类井有182口，占注采对应油井总井数的48%。持续生产了1年后，产液量提高，含水迅速上升，产油量增加不大。

2、产量稳定、含水变化不大

该类井有49口，占注采对应油井总井数的13%。这些井突出的特点就是注水后油井产量得到稳定，含水在20-30%，自注水以来，月产液量提升不大维持在8-15 m3，月产油量在5t左右，常年低产量生产，而含水保持在50%左右。这类井存在的问题主要是储层物性较差，油井受效能力较差。

3、初期产量高，递减快，稳产时间短

该类井有79口，占注采对应油井总井数的20%。这些井在注水以前产量较低，月产液量一般低于20 m3。注水以后，产量很快增加，有些井在注水1-2个月产液量和产油量就会大幅度增加。从孔隙度渗透率分布图来看，这些井多处在物性相对较好处，流体很快沿渗透性好的地方渗进，所以油井在受到外力作用下见效快。但产量递减也快，分析原因，主要是注水量少，地层能量下降快，导致油井产量衰竭。这就需要在注水是适当加大注水量，特别是要提高注水利用率，减少无效注水，保持地层能量，稳定油井产量。

4、产量波动大，含水持续上升

该类井有50口，占注采对应油井总井数的13%。生产期间月产液量一直在8-30 m3，月产油量在5-15t范围，产量成跳跃式生产，波动较大，含水则逐步上升。分析原因主要是能量不够，油井压力较低，油井只有间开生产，不能保证油井正常生产所致，从资料看注采层位对应较差。这类井还是要考虑加大注水，进行调剖，完善注采对应关系，恢复地层压力，改善油井生产状况。

2 开发中存在的主要问题

通过开发过程中的动静态特征、开发效果评价以及动态分析，认为8303注水开发区目前主要面临着以下几个问题：

（1）注采井网不完善

据统计研究区2011年注水后至今，油井单向受效43.8%，双向受效井21.8%，多向受效比例低，仅为3.1%。还有32.3%的油井处在边部或集团采油，没有对应的注水井，仍依靠天然能量低效开采。总体看油井以单向和双向连通为主，有采无注、有注无采井区大面积存在，注采井网不完善，调整潜力较大。

（2）地层压力水平较低，地下亏空严重

研究区由于注水井数少，注入量不够，注水利用率较低，地层亏空严重，导致地层压力下降快。目前地层压力仅为1.9MPa，低于原始地层压力4.3MPa，地层压力保持水平僅44.2%。从区域来看，在注水较好的东南部和西部压力相对稳定，在北东部压力递减很快，平面压力不均衡2。

（3）油水井数比偏大，注入井负担过重

研究区投产初期油井75口，逐年增加。2005年开始注水，投产油井161口，注水井19口，油水井数比为8：1，注采不平衡，大部分区域仍依靠天然能量开采，到2011年油水井数比达到最高为21：1。2011年开始大面积注水，油水井数比开始下降。截止2017年底油水井数比为6：1，从目前井网看油水井数比仍然偏大，影响区块开发效果，需要调整注采井网。

3提高采收率对策

目前研究区采出程度仅5.91%，采出程度低，潜力还很大。

结合研究区开采特征及开发中存在的问题及矛盾，8303注水开发区应通过以下几方面挖潜，达到提高油田最终采收率的效果：

（1）通过油转注角井挖掘剩余油；

由于井间具有不易渗流区带的存在，低渗透油藏的储量具有动用低、平面动用不均衡，而且动用的储量主要集中在生产井周围，无井控制区域储量未动用的特点。此类井间剩余油下步可通过局部加密调整技术手段动用，达到提高区块整体储量动用程度的目的3。

（2）完善注采对应关系，扩大平面及纵向波及体积，提高水驱动用程度；

注采对应关系较差区域，由于注水波及不到，导致纵向上部分层段储量基本未动用。对这部分潜力可通过完善补孔，改善注采对应关系，提高水驱动用程度。

（3）完善补孔提高单层储量控制程度，改善开发效果；

从生产层位分析看，部分油井仅仅射孔生产其中的一个砂层，导致井网控制程度较低，剩余油相对富集。此类剩余油可通过油水井完善补孔，提高单层储量控制程度，改善研究区块开发效果，提高油田采收率的目的。

（4）完善局部注采井网，提高水驱储量动用程度；

区块的边部区域没有注水井补充能量，平面动用状况相对较低，下步可通过部署注水井或油井转注，来完善注采井网，提高水驱储量控制程度4。

（5）高含水区域调整注采结构；

对于目前以高含水的区域，具有通过调整配产配注、调驱等手段，改变液流方向，结合压裂、酸化、堵水、补孔等技术进一步提高波及体积系统和驱油效率，达到提高采收率的目的。

参考文献：

[1]王香增，低渗透油田开采技术，石油工业出版社，2012。

[2]李道品.低渗透油藏注水开发的主要矛盾和改善途径[J]，低渗透油气田，1999，4（1）；

[3]杨俊杰，鄂尔多斯盆地构造演化与有油气分布规律，石油工业出版社2002。

[4]董玉安，关建华等，川口油田注水开发示范区稳油控水调整方案[R].延长油田股份有限公司川口采油厂，2011.12；