孤东油田西区北实现稳产的主要做法及效果

薄丽

【摘 要】 孤东油田西区北部1973年5月投入开发，经历了天然能量、注水、注聚开发阶段，目前已进入后续水驱，综合含水97.0%，采出程度为47.1%。西区北水井多采用卡封、丢封方式细分层系，由于Ng35和Ng42的隔层发育差，因此层系干扰、测试遇阻、验封失效井较为普遍，并且地层吐聚在某些区域十分严重，套变停产和带病注水井较多，给井网完善和层系细分带来一定的影响。因此有必要进行井网完善，实施分层优化注采井网，平稳补充地层能量。以改善注水为重点，以控制和减缓递减为主线，积极开展以分层注水、细分注水为主要内容的常规注水调整，做到“注够水、注好水”，提高层段合格率，提高储量动用程度。

【关键词】 井网 西区北 采收率 笼统注水 分层注水

孤东油田西区北部位于孤东披覆背斜构造的西翼，是一个人为划分的不封闭的开发单元，其北界、西界为孤东1号大断层遮挡，南界和东界分别与西区馆3-6单元和中一区相邻，含油面积4.8Km2，地质储量1954×104t。构造简单平缓，东高西低，构造高差20米，地层倾角1.5度，区内有一条北西～南东走向落差15米左右的小断层。油藏埋深1180～1310米。西区北部Ng31-44单元共发育9个小层，主力油层有3个：Ng35、Ng42、Ng44，厚度大，分布广，连通性好，储量集中，合计地质储量占总储量的78.5%。

1、单元现状

孤东油田西区北部1973年5月投入开发，经历了天然能量、注水、注聚开发阶段，目前已进入后续水驱，综合含水97.0%，采出程度为47.1%。西区北历经多次井网演化，由以前的合采合注发展到现在的31-41、42-44两套井网，水井多采用卡封、丢封方式细分层系，同时Ng35和Ng42的隔层发育差，因此层系干扰、测试遇阻、验封失效井较为普遍。西区北自2001年转入后续水驱，地层吐聚在某些区域仍十分严重。从作业现场照片可以看到，油管下入不到3年，腐蚀与聚合物堵塞现象就十分严重。由于西区北水井投产时间长，套管老化，胶结质量差，套变停产和带病注水井较多，给井网完善和层系细分带来一定的影响，因此有必要进行分层井网完善工作，实施分层优化注采井网，平稳的补充地层能量。

针对存在的问题，完善井网，细分层系，提高层段合格率，提高储量动用程度。我们以改善注水为重点，以控制和减缓递减为主线，积极开展以分层注水、细分注水为主要内容的常规注水调整，做到“注够水、注好水”，提高层段合格率，提高储量动用程度。

2、单元调整思路及做法

充分利用了密井网条件下的各种动静态档案信息资源，开展精细储层研究，通过井点井层、井间剩余油及其控制因素的研究，揭示三维空间剩余油的分布规律，并结合动态监测、井下管柱状况等条件，指导完善现有井网，提高水驱“三率”水平，最终改善单元的开发效果。其具体使用情况如下：

2.1、对井网不完善井区利用老井侧钻，挖掘井区剩余油

通过仔细研究井网和储层发育状况，以储层有效厚度大于6米、地质储量大于5万吨、预计投产后日油能力可大于4t的井区作为目标潜力区，通过利用老井侧钻挖掘井组剩余油。2012年在西区北共部署侧钻井2口，投产后产量达到13t/d，目前已累计产油782t。不仅完善了井网，也及时减缓了单元产量递减速度。

2.2、对局部井网不完善井区打新井，完善井网，提高储量控制程度。

根据剩余油潜力分析，对控制储量大、井网不完善井区打完善井。2012年整体打新井4口，目前均投产，效果较好，其中一口水平井GDX2P317井2012.10.31投产，目前日油8.8t/d，含水81%，累采油3600t。2014年又在断层边部挖潜剩余油，打新井GDX8P409，目前日油15.0t/d，含水63%。

2.3、对测试不合格、三年以上未动管柱水井的实施治理

通过由于层间矛盾突出，注入井吐砂、吐聚严重导致水井测试成功率低，层段合格率低，非主力层无水井对应。针对这个问题和工艺所、作业中心等单位结合，对问题水井实施补孔、防砂、换管柱等措施，提高水井的注入能力。2012年以来，西区北共实施上述措施37井次，有效保证了水井的注入质量，做到了“注够水、注好水”，保证了单元液量和开发效果。

以GDX2-212井为例，该井2009年7月转注注水Ng35-44层，对应井区的Ng32+3层油井无水井对应，液量低，开采难度大，2012年5月对该井实施补孔Ng32+3层，实施后对应油井GDX2-201井液量由12t/d上升到40t/d，油量由1.4t/d上升到4.8t/d，取得了较好的开发效果。

3、单元调整实施效果

西区北目前实施完钻新井7口，日油50t/d。实施水井治理37口，治理后日注水平由7143m3 /d上升到7398m3/d，层段合格率由43%上升到75%。单元自然递减率控制在2%，含水上升率0.05%，注采对应率98%，单元开发效果得到了明显改善。

4、认识与结论

该项目是在充分利用現有井网、井下分注工艺、油层物性条件、动态监测及动静态基础数据等档案信息资源的基础上，应用数值模拟和油藏工程等多种技术手段，开采手段由笼统注水向偏心分层注水、空心分层注水、双管分注等复杂注水方式转移;通过前期完善注采井网、全过程整体调堵、问题水井治理为主要措施的精细综合调整技术，提高了油田开发效果，为同类油藏挖潜顶部剩余油，进一步提高采收率提供了参考。