黄沙坨油田控水稳油措施研究与应用

刘旭龙

摘要：黄沙坨油田进入开发后期，采油速度低仅为0.07%。存在的主要问题是水淹严重，注水开发效果不理想，且压裂堵水各项措施有效率低，增油效果較差。但同时在水淹区存在大量的剩余油，通过有效的措施办法采出水淹区剩余油，可有效提高油田开发水平，本文主要阐述水淹油田开发后期控水稳油措施研究与应用，为油田提高采收率提供现场适用的措施办法。

关键词：水淹;增油;调控;注水;黄沙坨

前言

黄沙坨油田属于辽河盆地东部凹陷中段黄沙坨构造带，为被界西和黄沙坨两条断层所夹持的断鼻，构造总体向西北倾斜，南高北低。含油层系为S3下火山粗面岩，含油井段介于2800-3300m之间，属于受构造及岩性双重因素控制的边底水块状裂缝性粗面岩油藏，含油面积7.5km2，动用石油地质储量1695×104t。油田经历产量上升、产量稳产、产量快速下降、低速开发几个阶段。目前油田水淹严重，处于高含水开发低速开发阶段，如何实现控水稳油是亟待解决的难题。

1 剩余油物质基础

根据2016年储量复算结果，油田主体区块地质储量1121.73×104t，按照采收率14.1%计算，可采储量为158.65×104t，累采油142.10×104t，可采储量采出程度89%，目前仍有16.55×104t剩余可采储量（表1）。客观上存在措施挖潜的物质基础。

2 控水稳油措施办法

2.1 气窜井小16-26治理

该井2018年1月份-9月份累计放喷4次，历时18天133小时，累计出液4方，出油1.7吨，4次放喷过程，几乎全气，放喷前油套压19Mpa，放喷5小时后油套压降低至2-3Mpa，12小时后恢复至18-19Mpa。分析污染罐放喷效果差的原因是，井底气体能量充足，间断放喷不能形成持续低压，2018年9月17日起采用3mm油嘴进站放喷，生产10天后，井口油套压由18Mpa/18.5Mpa降至11Mpa/13M.5pa后开始出液。经过系统试井优化生产制度，采用4mm油嘴自喷生产。累计稳定生产5个月，最高日增油10.2吨，平均日增油4.8吨，日增气4300方，含水25%，2019年4月份停喷下泵生产，最高日产油8.5吨，平均日产油4.3吨，阶段累计增油781吨。

2.2 井组调控实现控液稳油

2018年4月，气驱全面停注，停注后井组产量快速下降，其中小12-13/小13-10井组下降至2.8吨，对中部位油井（小13-13、小11-13、小13-11）提液，对边部及低部位油井（小14-12、小10-14）排水，对高部位油井进行控套。通过调整小11-10日增油1.2吨，小13-13日增油0.8吨，两井组产量稳定至8.2吨，实现了井组含水的稳定。

2.3 特高含水井间开控水

针对高含水井（包括常开及关井油井）开展间开控水稳油措施8井次，措施前5口井高含水关井，3口井常开，含水均为100%，通过摸索间开制度，实现含水降至98%，日增油1.5吨，阶段累计增油108吨。（表2）

2.4 开展油田注水调整，控制油井含水上升

针对小22块北部开展注水调整，提高注水利用率，防止单向注水油井快速水淹，1是新增油1口注水井，2是对注水强度进行调整，小平6井日注水量由50方提高到180方，小20-38日注水量从70方降至30方。调整后小平7产量稳中有升，日产油从4吨升至4.5吨，并且含水未见明显上升。小20-40供液能力增强，间开改常开，日产液由0.5方升至5.2方，日增油0.7吨。

2.5 基于剩余油分布开展停产井复产

通过剩余油分布研究，开展精细动态分析及储层对比研究，查询老井历史生产数据，加强数据跟踪，对重点井加密取含水、功图液面、及气组分分析，优选措施潜力井进行复产，完善区块生产井网，降低水淹水窜向单一方向突进。实施各项措施，完善地面设备及井下工艺管柱，共实施复产井12井次，实现区块整体含水下降3%，阶段增油963吨。

3 结论及建议

（1）实施控水稳油措施38井次，日增油7.5吨，阶段增油1231吨，占区块年产油12%，创经济效益122万元。

（2）结合水淹区不同油井特点，形成了水淹油田控水稳油具体措施办法，在生产实践中取得了明显的增产效果，根据近年控水稳油措施实施情况，深化认识，对水淹油田持续有效开发具有一定指导意义。

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