纯梁油区低渗透油藏效益开发

陈琼瑶，黄文欢

（1.中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东东营 257000；2.中国石化微生物采油重点实验室，山东东营 257000；3.中国石化胜利油田分公司纯梁采油厂，山东滨州 256504）

胜利油区低渗透油藏分布在46个油田，至2016年底探明储量11.9亿t，动用8.16亿t。自“九五”以来，低渗透探明储量及产量逐年上升，至2018年低渗透油藏产量3.39Mt，占油田总产量的14.3%，低渗透油藏为胜利油区的持续生产做出了重要贡献。纯梁油区是胜利的重要低渗透阵地之一。纯梁已动用低渗透地质储量1.35亿t，占总动用储量的58.1%，2018年产油量461kt，占54.9%，剩余可采储量4.208Mt，占52.1%。低渗透油藏是纯梁的重中之重。纯梁的低渗油藏透按照渗透率可以分为3级，其中一般低渗透（10＜K＜=50mD）年产量占比59.2%，特低渗透（1＜=K＜=10mD）年产量占比35.8%，致密油（K＜1mD）占比5%。目前低渗透油藏采油速度仅0.34%、采出程度15.7%，综合含水78.2%，处于中高含水、低速、低采出程度的开发阶段。

1 纯梁地区低渗油藏目前的开发难点

低渗透油藏分布广泛，但由于其物性差，非均质性强，开发难度相对较大。

1）储量品位低，非均质性严重，开发矛盾突出[1]。平面上难以建立有效驱替，油井见效方向性强，在物性较好的方向，容易水淹，而在物性较差的方向上注水不见效。纵向上层间动用不均衡，各层的采出差异较大，且由于启动压差大，水井分注难度大。

2）油井低产，水井欠注现象突出。统计开油井660口，平均单井液量仅7.2t，液量低于10t的井占比78%。统计开水井425口，其中油压25MPa以上的井170口，占40%。欠注水井57口，占比13.4%。

3）折旧折耗高，效益差。由于高油价期间以新井为主要稳产措施，导致折旧折耗上升幅度快，十二五期间吨油增长了382元，折耗率高达18%，完全成本居高不下。

在高油价下，针对低渗油藏，主要是通过强化新井运行，进攻性措施挖潜，保持采油厂的稳定发展。低油价下，仅依靠增量拉动的传统生产经营模式[2]已不可持续，高效挖潜存量，创新创效迫在眉睫。针对低渗透油藏储量品位低、开发难度大、效益差等实际问题[3]，纯梁转变观念，攻坚克难，以创新理念为支撑，推广低成本开发技术，深化系统节点管理，强化精细油藏管理，改善油藏开发形势，提升油藏开发水平。

2 改善低渗油藏开发效益的主要做法

效益评价是低成本、高效益开发的保障，所以首先运用“三线四区”经济评价模式，对所有低渗基础单元进行效益评价。利用效益评价，找到低效和无效单元，进行重点剖析。通过分析发现低效单元可以分为低液量低能量和高液量高含水2种类型。进一步分析低效单元的成本构成，可知高液量高含水单元，主要原因是注采失衡，液量处理费用高。而低液量低能量单元，主要是由于地层能量低，作业频次高造成的。根据存在问题制定对应措施，实现低效变高效，无效变有效。

2.1 注重适配井网，建立有效驱替

在新井新区上，不以新井初期产能为目标，以建立有效驱替、提高水驱波及系数为目的，优化适配井网井距，强化剩余油的量化研究，合理优化投产层位和投产方式，结合变密度射孔、分层酸化、分层注水等技术，建立起适配井网，改善低渗油藏的开发效果和效益。

2.2 注重井网重建，增加水驱储量控制

低渗透油藏欠注和低液停产现象较为普遍，在老区管理上，从下面三方面着手，重建井网。

（1）加大水井工作量，建立有效水驱井网。一是明确欠注原因，攻欠增注。针对水井欠注的原因，进行分类治理。水井欠注原因有泵压低、储层物性差，炮眼堵塞，油层堵塞等，针对性采取升压、储层改造、增注、氮气返排、酸化增注等措施。其中针对酸化增注工艺及酸液体系也进行了多级优化。

（2）加强分层注水，减轻层间干扰。从吸水剖面等资料可看出，全力加大水井工作量，细化层间注水，提高日注量和分注率。

（3）加强停产井治理，恢复水驱控制井网。井网完善是保障低渗透油藏高效开发的关键，低油价下，停产井恢复重建井网是提高开发效益的有效手段。分析停产停注原因，按照“效益优先”、“恢复失控储量”的原则，强化挖潜潜力评价，注重层系井网的重建，加强工艺适应性评价，制定合理的技术对策，深挖停产井增效潜力。

2.3 注重油藏动态分析，精细注采调配

从低渗透油藏的无因次采液/油指数曲线可以看出，一般含水在40%左右时采出程度增速变缓，无因次采油指数大幅下降。而现场的开发实践表明超过60%的可采储量都在低含水期采出。所以延长低含水采油期或无水采油期至关重要。而注采调配决定了含水的上升速度。我们制定的调配原则遵循控含水和扩波及。在薄互层低渗透中，分层系矢量调配，控制高渗层单层突进，扩大层间波及系数。

2.4 注重低成本技术应用，精细层间效益挖潜

（1）充分释放非主力层产能：在效益评价的基础上，剖析低效井的原因，加强非主力层潜力论证，优化剩余油富集、具有较好增油效果的层进行补孔，释放油井产能，使无效变有效。

（2）利用分层酸化缩小层间差异，减缓层间矛盾。

（3）推广低成本封堵和调剖技术：利用超细水泥封堵，微球调剖、炮眼封堵等技术，减小层间矛盾。

2.5 注重单井管理，协调供排关系

（1）加强低效井的治理：对全厂低液井进行分类，从机理上进行低效原因剖析。低渗透油田部分单井液量低有三个方面的因素：油井结垢严重、存在层间干扰和部分井生产压差不合理。

（2）实施间歇采油创效：一是利用低渗透渗吸作用指导制定合理的间开制度。二是单井间开升级到区块整体间开。三是智能化提升。加大智能装置普及率，利用电价波谷开井，实现降低职工劳动强度的同时降低电费。

（3）加强技术革新升温降压提效。针对冬防保温难点，即单井液量低、管线长，管输磨阻大等问题，对水套炉进行改造，提高单井升温效果。

3 结论

针对低渗透油藏效益开发，通过实践我们认为井网适配和能量恢复是关键，深入动态分析，精细调配是稳产的保障，同时还需要做好各项配套和协调工作。通过以上工作，大幅提升了低渗透油藏的开发效果。主要有以下几方面：

1）2015——2018年措施井成功率100%，储量的动用程度达到89%，水驱储量控制程度达到75%。

2）地层压力逐步回升，有效地补充了油藏能量，压力保持水由60%上升到81%。

3）含水上升率实现逐年下降，水驱指数由1.31下降到1.26，存水率由0.38上升到0.42，稳升井组由93个上升到192个。稳升单元由19个上升到36个。自然递减由11.2%下降到9.5%。开发形势得到有效改善。

4）随着开发指标好转，油田的经济效果也得到明显提升，有效单元占比由45%上升到62%，低效单元由43%下降到35%，无效单元由11%下降到3%。吨油完全成本下降41元。