双河油田ⅧⅨ油组控制自然递减技术研究

郜领娣 赵楠

摘要：ⅧⅨ油组是双河油田江河区埋藏最深、油层最多、物性最差、同时也是双河油田江河区块最大的一个开发单元。目前已进入开发后期，整体表现为单元采液、采油速度低，老井产量稳不住，自然递减逐年加大；主体区注入好，油井高能高含水，水淹状况十分复杂，而上倾尖灭区物性差，水井长期欠注，加之注采井距过大，注水受效差，油井低能低产，注采调整难度大。通过主力层主体区动用状况评价，研究剩余油分布规律，利用注采调整达到提高单元储量动用程度，改善开发效果，减缓单元产量的自然递减。

关键词：自然递减；注采调整；剩余油

一、基本概况

ⅧⅨ油组地处河南省唐河县和桐柏县境内，位于南襄盆地泌阳凹陷西南部的双河鼻状构造西部，为一东南向西北抬起的单斜构 造，构造与上倾方向砂体尖灭配置形成层状构造岩性油藏。至 2014年 12 月，ⅧⅨ油组采油井开井 77 口，日产液量 1730.3t，日产油量116.5t，综合含水 93.27%，自然递减 22.46%，采油速度 0.40%，采出程度 33.94%，已采出可采储量 85.94%。注水井开井 92 口，日注水量2851.9m3，平均单井日注水31.0m3，月注采比1.58，累积注采比1.31，地下亏空-650.3682×104t，目前地层压力21.37MPa，总压降0.03 MPa，压力保持水平 99.87%。

二、影响油井见效的因素研究

（一）采出程度高，水淹严重

据 2014 年 12 月产能资料统计，近 90%的油井日产油量小于 3t， 有 61.8%的油井的含水率高于 90%，这些油井主要分布在主力油层主体区和非主力油层油水边界附近，含水率低于 80%的油井仅占油井总数的 18.4%，这些井平面上主要分布在上倾部位及非主力油层。

（二）井网不完善或不合理，注水不见效，导致油井低能现象普遍

随着油田进入开发后期，套损井数量逐年增加，目前ⅧⅨ油组油水井套管破裂、变形、错断、漏失等问题井达 68 口，造成动态注采井网不完善，水驱控制程度下降，可采储量降低。通过大修整 形、加固、补贴、封窜等组合修井技术，目前已修复 20 口，仍有问题水井 48 口。

要减缓油井采油能力下降的局面，一方面要控制含水上升过快 的状况，另一方面完善注采井网系统，同时深入细致工作，摸清油 水分布，提高措施成功率。

（三）层间、层内非均质严重，储量动用差异大

1. 层间层内吸水不均，主力油层与非主力油层吸水不均

在主体部位存在部分生产井层段多，还有部分是跨层系井，造成层间、层内吸水不均。据 92 口注水井统计，跨层系的注水井有 39

口，其中 16 口井为三级四段注水。这部分井由于井下封隔器多、座封质量难以保证，注水量不能得到有效调整。非主力油层平面上吸 水极不均匀，影响层间和层内储量动用状况，所以要提高油层吸水能力，必须细分注水，必须把主力油层与非主力油层分开来注水。

2. 无效注水多

ⅧⅨ油組的注水井有一部分注水量处于无效注水状态。据统计，有近 20 口注水井，砂厚 161.8m 的注水层处于无效注水，无效日注水量为 671m3，占ⅧⅨ油组日注水量的 25%。

3. 多层合采，层间干扰

由于ⅧⅨ油组多层合注合采井多，注入水首先沿已形成的优势 通道进入强水淹层，因而很难进入物性差剩余油饱和度较高的未、 弱水淹层，造成层内、层间储量动用差异大。

三、剩余油分布的研究

剩余油饱和度高低取决于地质和开发两大因素。地质因素主要 是储层渗透率的大小及其平面、层间和层内非均质性和构造位置； 开发因素主要包括井网控制程度、井网完善性等。由于受注采系统 和储层非均质性的影响，剩余可动油饱和度分布呈现出多种形式， 剩余油饱和度分布非常复杂，根据油砂体高剩余油饱和度分布形式 可以把单砂层大致分为三种类型：

（一）分散状分布

高剩余油饱和度呈分散分布。经过长时间的开采之后油砂体内 高剩余油饱和度分布不连续，呈片状分布，剩余油饱和度中等。在 平面上，高剩余可动油饱和度之间并非孤立分布，而是通过低剩余 可动油饱和度区域连着。形成这种分布形式主要原因是注采系统不完善和注水强度不够大，导致注入水的驱波及程度较低。

（二）条带状分布

高剩余油饱和度呈条带状分布。经过长时间的开采之后部分油 砂体内高剩余油饱和度分布呈连续的状态。在平面上，高剩余可动油饱和度沿油砂体内部呈条带状连续分布的主要原因是油砂体规模小、储层物性差、注采井网不完善、各向吸水不均匀和吸水产液能力弱、注入水或边水波及程度低、储量动用程度差等因素所致。

（三）零星状分布

高剩余油饱和度呈星点分布。经过长时间的开采之后油砂体内高剩余油饱和度分布极不连续，呈星点分布，总体剩余油饱和度低，局部剩余油饱和度较高。在平面上高剩余可动油饱和度相对少， 出现这种现象则表明储层的注采系统相对较完善，开发程度比较高，大部分可采储量已经被采出。

四、综合注采调整改善开发效果研究

根据ⅧⅨ油组剩余油分布特征以及剩余油控制因素研究结果， 结合ⅧⅨ油组油井见效特征，进行综合调整，扩大注水见效规模， 减缓自然递减，提高储量动用程度，从而改善ⅧⅨ油组开发效果。

（一）欠注井分类治理，确保ⅧⅨ油组上倾区有效注入

水井正常注入是油井注水见效的前提，欠注井治理是本次调整 的重中之重。欠注的基本上是非主力油层和主力油层上倾尖灭区及边部（薄差层），只有对欠注层改造（酸化、升压），才能最大限度的提高注水有效率，改善单元开发效果。主要按照增注后对应油井见效的潜力大小可以分为以下三种类型：

1. 增注增液增产型：这类井层对应油井产油、产液下降主要是由于地层能量较低引起，部分井由于增注改造困难，开展疑难井攻关。

2. 增注调整受效型：这类井层主要为近两年转注的注水井，对应油井通过增加注水方向，能实现产量上升含水下降。

3. 增注控制递减型：除上述两种类型的的其余井层。井号： T10-808、8-148、H9-20。

通过评价，筛选出有潜力的欠注井 10 井次进行增注改造，最终酸化 2 井次，升压 3 井次，油井见效 3 井次，累计增油 256t。

（二）完善注采井网，提升储量动用程度

在注采井距过大区域，进行合理注采井距计算，不完善区域可 利用关停井及过路低效井补孔开展小井距试验，增加油井受效方向，提升单井产能，对于无法修复的问题井进行侧钻，措施补孔增油 2116t，水井补孔注水见效增油 326t。

（三）促进井间液流转向，封堵高能层

ⅧⅨ油组纵向上生产层位多，层间、平面非均质性严重，存在 层间干扰，通过对ⅧⅨ油组单层剩余油潜力描述，结合平面、层间 非均质性，封堵高能层及注采优势方向，动用低能层及注采弱势方 向剩余油，改善单元开发效果。优选调层井：H12-13、S14-13、H6-608、T9-158、H7-118 通过封堵调层措施增油 1711t。

（四）经济效益评价

截止 2015 年 12 月，阶段油井共实施措施工作量油井补孔 7 口，水井补孔 3 口，水井酸化 2 口、升压 3 口。优化配液配注 12 口。通过以上措施调整，整个层系阶段累计增油0.4409×104t，累计降水1.662×104m3，自然递减减缓 3.9 个百分点，减缓了该层系产量持续下降的趋势，改善了目前开发形势，截止到 2015 年 12 月底综合递减4.04%，自然递减 14.89%，为同类水驱单元的注采调整，提供了重要参考。

五、结论及认识

1. 根据ⅧⅨ油组近几年注水见效情况，分为主力层主体区、主力层上顷区、主力层边部、非主力层和小砂体几个区域统计注水见效 情况，得出单元在目前的高含水情况下各区域注水见效的效果：Ⅷ Ⅸ油组小砂体注水见效效果最好，非主力层及动用较好的主力层主 体区见效效果较差。

2. 运用历史井网恢复等手段，结合前人沉积微相研究成果，描述了各小层不同时期水淹特征，明确了油水井的连通状况以及见水的 优劣势方向，评价出剩余油潜力区。ⅧⅨ油组剩余可动油饱和度总 体上显示靠近油水边界处很少，向上倾方向逐步增多，部分油砂体 尖灭线附近剩余可动油饱和度相对较高。

3. 根据前面研究成果：ⅧⅨ油组不同区域注水见效特征及剩余油分布规律不同，注采调整具体对策需不一样才能有效，提出了注采 調整控制自然递减的综合调整挖潜技术。

参考文献：

[1] 敬国超.含水后期双河油田开发地质工作方向[J].河南石油，2005，20：1-4.

[2] 童宪章.油井产状和油藏动态分析.北京：石油工业出版社，1981：32-38.