锦90块于楼油层组挖潜的主要做法及效果

陈素娟

摘 要：锦90块于楼 油层组，由于开采时间早，油井吞吐周期高，低产能严重，造成该井区大多数油井不出停产。通过对该块的水淹形势及剩余油分布状况分析，证明该块的剩余油主要分布在井间注汽未波及区域，以及东部边水能量强区域。通过研究制约油井产能因素的分析，重新认识该块剩余油状况[1]，确定下一步挖潜计划，以提高锦90块于楼油层组的潜力。

关键词：吞吐周期，水淹，避水层

1、油藏基本概况

锦90断块位于欢喜岭油田大有地区，是锦45块的次一级断块，其构造上处于辽河断陷西部和22-10--17-7两条三--四级北东向断层切割成北西--南东向展布的窄长断块，由于受沉积基底构造的约束，沙河街组一至二段构造基本上是北西--南东向，即由北西向南东倾斜的断鼻构造，实际上是断鼻构造的南延部分。地层倾角北西部较缓，一般2-4o，南东部较陡，大约7-9o之间。

断块沉积特征为分支流河道和河口坝亚相，岩性以砂砾岩、中-粗砂砾岩为主，含少量细砂，泥质胶结疏松，成岩性差。油层物性较好，属于大孔隙，中高渗透率。

断块开发目的层是下第三系沙河街组S1+2段，含油面积1.7Km2，地质储量1574×104吨，具有两套含油层系（于楼和兴隆台油层），原始油层压力10Mpa。

2、锦90块于楼油层组生产规律研究

2.1于楼油层组水淹情况

于楼油层组在全区稳定分布，只在17排油井以西处由于受古沉积相的影响，纵向上动用程度低[2]，未水淹层潜力大，在北部主断层处第一套砂体发育水层，但水体能量不强，特别是向东、向南侧很弱;在断块东部由于边水能量强，于楼的第一、二套砂体水淹严重，第三套砂体目前边水侵入较少，还有部分潜力。在区块南部破碎带，有断层水侵入断层内部的现象，使油水关系复杂化。

2.2于楼油层组生产特点

由于只在东部存在边水，其它区域无边、底水能量推动，所以于楼油层组总体的生产特点表现为低液量、低含水。于楼油层开井53口，日产液量低于15吨的有22口井，占于楼开井的41.5%，平均单井日产油1吨，日产液量9吨，综合含水90%。20排以西的部分油井补射于1顶部的第一周期，日产较高，但周期相对较短，周期产油不高，并且周期递减大，补层后第三周期与周围老井效果无异，原因是于1油层原油粘度大，存在局部高压;中部（15-19排）油井均低产能，补层井与老井类似，甚至不如老井正常吞吐的效果;东部由于边水能量强，南部破碎带断层水侵入，大部分油井高含水。东部和南部破碎带开井15口，占于楼开井的28.3%，平均单井日产油1吨，日产液量19吨，综合含水95.2%。东部边水目前推至14排油井处，所以14排油井生产形势较好，即日产较高、周期长、周期产量高，但是目前14排油井有水淹的趋势。

2.3于楼油层组挖潜方向

于楼油层在15排以西的中、西部由于无边、底水能量推动，油层压力低，油井低产能，无潜力。14排以东由于边水能量强，油井大部分水淹，南部破碎带断层水侵入严重，所以在东部、和南部破碎带进行动态监测，搞清油水关系，找出水淹层位及确定潜力层位，将是下步于1油层挖潜工作的重点。

3、制约于楼油层组开发的主要因素

3.1东部和南部破碎带于楼油层水淹严重，油水关系复杂，大部分油井高含水，目前东部和南部破碎带于楼油层开井31口，平均单井日产油1.8吨，日产水17.2吨，综合含水89.4%。

3.2区块压力低，措施效果逐年变差，吞吐效果逐年变差，油井低产能。

4、油井挖潜的主要做法效果分析

4.1、大位移侧钻挖掘井间剩余油

锦90块西部共利用大位移侧钻来挖掘井间剩余油4井次，4口井侧钻后发育稠油层31米/ 6 层，投产时共射开油层45.9米/10层，初期单井日产油都在5吨以上，累计增产原油4792吨。4口井目前日产液92.7吨，日产油17.2吨，生产效果好。

4.2、应用负压采油技术挖掘东部边水能量强区域潜力

直接挖掘东部边水能量强区域的油井2口井，措施后通过单注单采，日产油达到8-10吨，生产效果明显。

4.3、螺杆泵技术挖掘層间剩余油

对于部分多层出水的高含水油井，由于隔层小无法实施其它挖潜措施，为了挖掘这部分井的层间剩余油，引进了螺杆泵采油的技术。实施前9口井日产油只有5.6吨，而实施后日产油上升到12.2吨，增油较好效果。

5、结论及下步建议

通过对该油层组的水淹形势及剩余油分布状况分析，证明该块的剩余油主要分布在井间注汽未波及区域，以及东部边水能量强区域。建议加强东部和注汽未波及的南部破碎带于楼油层的动态监测工作，进一步认清油水关系，进行油层挖潜。

参考文献：

[1]高荫桐，采油工程，石油工业出版社，1993年6月

[2]李明.欢西稠油油藏水淹规律研究及挖潜配套技术，锦州采油厂油田开发论文集，北京：石油工业出版社，2003年10月 58-63