埕島油田館陶組油藏提液實踐

張春先等

摘要：埕島油田館陶組主體油藏進入中高含水期后，油井含水上升速度快、穩(wěn)產(chǎn)難度大是該開發(fā)階段最大的困難。在近幾年的開發(fā)工作中，不斷探索新思路、新方法，取得了良好的開發(fā)指標，形成了關(guān)于優(yōu)化注采調(diào)整和油井措施提液方面具有指導(dǎo)意義的實踐經(jīng)驗和做法。

主題詞：層間矛盾；水井測調(diào)；注采調(diào)整；提液

1開發(fā)簡歷及存在問題

埕島主體館陶組油藏1993年投產(chǎn)，自2000年7月進入注水開發(fā)階段，采用一套層系不規(guī)則四點法面積注采井網(wǎng)注水開發(fā)，2008年8月開始進行加密調(diào)整、細分開發(fā)層系開采，分為Ng1+2-3，Ng4-6兩套開發(fā)層系，逐步完善上下兩套注采井網(wǎng)。

隨著開發(fā)的深入，油井含水不斷上升，目前綜合含水達到了77%，進入中高含水期，目前所處的開發(fā)階段含水上升速度快，穩(wěn)產(chǎn)難度大。通過對提高采收率潛力、目前階段開發(fā)矛盾、開發(fā)管理薄弱點等的深入分析，認為目前水驅(qū)開發(fā)主要存在以下問題：

一是館陶組油藏非均質(zhì)性嚴重，而注水“三率”低，油藏層間矛盾突出。井間、層間吸水差異大，注水波及系數(shù)低，含水上升速度快。

二是單井產(chǎn)液量低，區(qū)塊采油速度低，迫切需要提液實現(xiàn)老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)。通過幾年來的強化注水，注采井網(wǎng)逐步完善，地層壓力水逐步上升，具備了提液條件，但如何能夠保證提液穩(wěn)產(chǎn)，控制含水上升速度，最迫切的就是改善吸水剖面，緩解層間矛盾，從而釋放層間潛力，確保提液增油；

2油藏提液探索與實踐

2.1分析油藏潛力，找準措施方向，油井提液見成效

上層系的特點是原油粘度大，含水低，注水見效慢。通過近幾年較高注采比的強化注水，地層能量逐漸恢復(fù)，2014年地層壓力由11.0Mpa上升至11.7 Mpa，恢復(fù)了0.7 Mpa。上層系油井尤其是注水較早的南部油井已經(jīng)達到了提液條件。通過深化注采分析，精細油井潛力研究，努力查找單井潛力，對CB11NA-9采取補孔潛力層Ng1+23+4層作業(yè)；對注采對應(yīng)完善，油層壓力較高的CB22C-1-2-5采取拔濾，分層擠壓充填防砂改造地層作業(yè)；對CB11NB-8井實施了氮氣泡沫負壓返排、一步法充填防砂的新工藝作業(yè)，5口井作業(yè)后取得平均單井日增液74.7t，平均單井日增油12.1t的顯著效果。

CB12區(qū)近幾年一直采用強化注水，地層能量保持持續(xù)穩(wěn)定的回升，目前在地層壓力水平11.6MPa，相比去年恢復(fù)了0.4MPa。而且加密調(diào)整后，通過對12C-6、12B-4、12A-1的轉(zhuǎn)注和12D-3、-4、-5、-11新水井的投注，注采井網(wǎng)已基本完善。2014年針對該區(qū)加大測調(diào)力度，使得該區(qū)分層注水層段合格率達到82.9%。在此基礎(chǔ)上，管理區(qū)開展了對12區(qū)油井的提液，通過對該區(qū)的油井措施潛力分析，認為12B-3、12A-3井地層能量充足，具有大泵提液潛力。根據(jù)具體情況，逐井制定了措施作業(yè)方案：對12B-3井下大泵作業(yè)；對CB12A-3井補孔潛力層Ng51層下大泵作業(yè)；對CB12D-1井進行卡封高含水層Ng6263+4層，單采Ng52+3層作業(yè)；對CB12D-9井進行拔濾，擠壓循環(huán)充填防砂。實施后，CB12區(qū)提液效果顯著，該區(qū)4口措施井平均單井日增液52t，平均單井日增油15.4t，年增油達到了2.6萬噸。

2.2通過水井測調(diào)改善注入剖面，挖掘剩余油

2014年初注水層段合格率只有54.4%，層段合格率低，層間矛盾得不到改善，注采調(diào)整就缺乏有效手段。因此，急需提高分層注水合格率，提高注入水的波及系數(shù)，挖掘?qū)娱g、井間剩余油。

2014年共實施水井測調(diào)15口，成功9口，層段合格率由54.4%提高到74.2%，擴大了注水波及系數(shù)，分層注水效果得到明顯改善，對應(yīng)油井有10口受到明顯效果，累計增油6044.1t。

2.3注采調(diào)整控制含水上升速度，實現(xiàn)注采平衡

根據(jù)提液需要提前做好水井配注準備，重新計算各層配注量，先期強化注水，為油井提液打好物質(zhì)基礎(chǔ)。水井測調(diào)上，優(yōu)先實施提液油井對應(yīng)水井的測調(diào)，優(yōu)化注入剖面緩解層間矛盾。

如：CB11NA-6井原生產(chǎn)層位Ng61層，2014年3月實施了補孔Ng4551535455層、分層擠壓充填防砂的提液措施作業(yè)，作業(yè)后日液能力達到185.8t，比作業(yè)前增加了145t，但是含水為95%，日油能力只有8.0t。通過分析，確定高含水原因是原生產(chǎn)層位Ng61作業(yè)后堵塞解除，潛力得到釋放，供液過強，抑制了其它層位的供液，導(dǎo)致該井含水居高不下。該層邊水能量強，且無對頂水井，因此我們通過對注水井CB11H-6井實施水井檢修，補孔Ng61層，以對頂Ng61層邊水，同時，對欠注水井CB11D-6井實施測調(diào)，上調(diào)該井Ng61層注水以滿足配注。對應(yīng)油井CB11NA-6井含水開始緩慢下降，至目前11NA-6井含水在89.3%左右，比作業(yè)初期增日油能力13.8t。

2.4油井提液與水井分層調(diào)配相結(jié)合，提高措施增油效果

制定油井提液措施時，不僅要注重提液井本身的層間潛力，細化工藝措施提升油井液量，而且要提前規(guī)劃準備，做好對應(yīng)水井的分層調(diào)配工作，通過改善水井注入剖面來最終改善油井的采液剖面，達到提液增產(chǎn)的目的。

例如：CB11NA-1井提液前原生產(chǎn)層位Ng56156261，多層合采，日液能力38.2t，日油能力9t，含水76.5%，為中一區(qū)的一口低液低產(chǎn)井。該井層間矛盾嚴重，含水變化幅度大，曾一度高達90%，出水層位Ng61距離邊水水線近。在該井提液措施作業(yè)前，考慮到提液后油井采液剖面的改變可能導(dǎo)致含水的快速上升，采取“內(nèi)科調(diào)理”和“外科手術(shù)”一起實施，首先針對對應(yīng)水井CB11NB-2井Ng61層不吸水的情況進行了投撈調(diào)配，改善水井的注入剖面，然后通過工藝措施下大泵提液，作業(yè)后該井日液能力108.5t，日油能力36.1，含水66.7%，取得了日增油27.1t的顯著效果。

2014年優(yōu)選提液油井，集中對中一區(qū)低產(chǎn)液井進行了提液治理。中一區(qū)是注水較早、地層壓力水平較高的區(qū)塊，平均地層壓降在2.4Mpa左右，具備提液潛力。通過下大泵、補孔、采取工藝措施對地層進行改造，釋放油層潛能，措施后油井液量提升幅度大。2014年共實施了8口油井的提液措施作業(yè)，日液能力上升了533.8t，日油能力上升了123t，平均單井增日液能力66.7t，平均單井增日油能力15.4t，含水下降0.7%，取得了顯著的效果。

3開發(fā)效果分析及結(jié)論

3.1油藏液量得到穩(wěn)步提升

區(qū)塊液量由2013年底的8557上升到9416t，上升了859 t；平均單井產(chǎn)液量由85.6t上升到98.1t；液量在30t以下的低產(chǎn)液井由14%減少到到9%；單井產(chǎn)油量由2013年底的18.7t上升到20.7t，上升了2t，實現(xiàn)了提液增油。

3.2結(jié)論

從埕島油田館陶組主體油藏提液效果分析來看，目前館陶組油藏已處于提液的最佳時期。在下步的提液工作中，可以優(yōu)選地層壓力高、注采完善的油井優(yōu)先進行措施提液，在油井措施后通過注采調(diào)整、水井分層調(diào)配來保證、提高油井提液效果。

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作者簡介：張春先，1985年生，男， 2009年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東），現(xiàn)從事海上采油工作。