單井組小劑量調(diào)剖在老區(qū)開發(fā)后期的研究與認(rèn)識(shí)

張偉（中油遼河油田公司，遼寧 新民 110316）

安12塊經(jīng)過(guò)多次綜合調(diào)整，注采系統(tǒng)不斷完善，但由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，且存在優(yōu)勢(shì)滲流通道,導(dǎo)致注水利用率降低，區(qū)塊含水上升速度加快，注采開發(fā)矛盾突出。針對(duì)油藏整體壓力水平低、注水利用率低等問(wèn)題，多年來(lái)在注水調(diào)配、找堵水等方面做了諸多嘗試，都沒(méi)能從根本上解決這一問(wèn)題，通過(guò)認(rèn)真分析研究，決定在安12塊塊開展單井組小劑量調(diào)剖先導(dǎo)試驗(yàn)，進(jìn)一步改善老區(qū)開發(fā)效果。

1 油藏概況

安12塊位于大民屯凹陷靜安堡油田中部，含油面積8.1km2，探明地質(zhì)儲(chǔ)量3810×104t，可采儲(chǔ)量1032×104t，可采儲(chǔ)量采出程度84.91%，油藏埋深1275-2375m，標(biāo)定采收率27.09%。油藏類型為構(gòu)造巖性油藏，主力含油層位為S33、S34，沉積特征為扇三角洲前緣-平原相沉積，油層平均厚度2.7m，儲(chǔ)層的孔隙特征為大孔細(xì)喉不均勻型，平均孔隙度22.6%，滲透率變化范圍大，平均滲透率396×10-3μm2，油品屬高凝油，地面凝固點(diǎn) 44℃以上，含蠟量31.34-45.33%，原油密度0.88g/cm3。

2 開發(fā)歷程及生產(chǎn)現(xiàn)狀

安12塊自1986年正式投入開發(fā)，到目前共經(jīng)歷三個(gè)開發(fā)階段，上產(chǎn)階段（1986-1988）：3年，建成產(chǎn)能120萬(wàn)噸。穩(wěn)產(chǎn)階段（1989-1993）：5年，平均產(chǎn)油106萬(wàn)噸。遞減階段（1994-目前）：平均每年遞減5萬(wàn)噸。經(jīng)過(guò)29年的開發(fā)，目前已經(jīng)進(jìn)入“高產(chǎn)液、高含水、高耗能”的特高含水開發(fā)階段。

目前，安12塊共有油水井299口，其中油井209口，開井175口，日產(chǎn)液7055m3，日產(chǎn)油363t，綜合含水為94.8%，累計(jì)產(chǎn)油876.30×104t，采油速度0.28%，采出程度23.16%，注水井90口，開井78口，日注水量6900m3，年注采比0.974，累計(jì)注水量3755.97×104m3，累計(jì)注采比0.811。

3 目前開發(fā)中存在的問(wèn)題

3.1 油藏整體壓力水平低，水驅(qū)動(dòng)用程度差

油田高含水后期，提高排液量是穩(wěn)產(chǎn)的有效手段，前提條件是要求油田壓力系數(shù)0.8以上。較低的地層壓力，抑制了儲(chǔ)層內(nèi)液體流動(dòng)能力。安12塊原始地層壓力為22.03MPa，目前地層壓力為10.6MPa，地層壓力系數(shù)只有0.48，不利于優(yōu)質(zhì)剩余油動(dòng)用。

3.2 水驅(qū)條件下,剩余油挖潛難度較大

平面上剩余油高的區(qū)域零星分布，多呈條帶狀，剩余油整體高度分散、局部相對(duì)富集。

3.3 存在優(yōu)勢(shì)滲流通道,導(dǎo)致注水利用率降低

安12塊目前處于高產(chǎn)液、高含水開發(fā)階段，電泵、井下大泵數(shù)量多，排液能力強(qiáng)，相應(yīng)的地層能量損失快，油井的供液能力下降。水井存在優(yōu)勢(shì)滲流通道導(dǎo)致注水無(wú)效循環(huán)，通過(guò)注水補(bǔ)充地層能量卻造成了含水升高，水驅(qū)油效率不高，注采矛盾突出。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果分析

為調(diào)整吸水剖面，降低高滲層的吸水比例，擴(kuò)大注水波及體積，同時(shí)不污染其它吸水層，2014年年初提出實(shí)施單井組條剖技術(shù)[1]，選用聚合物弱凝膠堵劑，采取控壓、控量、段塞注入工藝，實(shí)現(xiàn)對(duì)水井目標(biāo)高滲層深部調(diào)剖封堵，降低周圍油井的含水率。

4.1 選井原則

（1）水井注水壓力低（≦10MPa），低于區(qū)塊目前注水干壓（15-16 MPa）；

（2）水井層間差異大，吸水不均狀突出，目標(biāo)高滲層占全井吸水比例大于20%；

（3）井組產(chǎn)液量高（≧150噸）、含水高（≧95%）；

（4）水井井況良好，無(wú)套破、管外竄槽[2]。

4.2 實(shí)施效果對(duì)比分析

安12塊2014年共完成調(diào)剖水井22口，累計(jì)增油5653.3噸。其中增油效果大于400噸的有6個(gè)井組，大于100噸小于400噸的有10個(gè)井組，小于100噸的6個(gè)井組。

4.2.1 增油效果大于400噸的有6個(gè)井組，綜合對(duì)比分析：

表1 增油效果大于400噸的井組統(tǒng)計(jì)表

通過(guò)表1可以看出：

增油效果較好的6個(gè)井組，水井強(qiáng)吸層平均個(gè)數(shù)2.2個(gè)，強(qiáng)吸層吸水量占比46.5%，調(diào)剖后平均壓力12.9 MPa，爬坡壓力4.0 MPa。

4.2.2 增油效果小于100噸的有6個(gè)井組，綜合對(duì)比分析：

表2 增油效果小于100噸的井組統(tǒng)計(jì)表

通過(guò)表2可以看出：

增油效果較差的6個(gè)井組，水井強(qiáng)吸層平均個(gè)數(shù)3.3個(gè)，強(qiáng)吸層吸水量占比47.1%，調(diào)剖后平均壓力11.4 MPa，爬坡壓力2.9MPa。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

5.1 在調(diào)剖井選井工作上

5.1.1 調(diào)剖水井要有明顯的強(qiáng)吸層，但不宜過(guò)多，優(yōu)選1-2個(gè)；

5.1.2 調(diào)剖水井強(qiáng)吸層占全井吸水量比例要大，大于30%，優(yōu)選大于46.5%。

5.2 在調(diào)剖施壓力控制上

5.2.1 調(diào)剖后壓力提升到13MPa（安12塊飽和壓力為13.6 MPa）；

5.2.2 調(diào)剖前后爬坡壓力要有明顯提升，爬坡壓力大于4MPa。

[1]由慶，于海洋，王業(yè)飛，等.國(guó)內(nèi)油田深部調(diào)剖技術(shù)的研究進(jìn)展[J].斷塊油氣田，2009，16（4）：68-71.

[2]羅沛.注水井調(diào)剖選井方法[J].油氣井測(cè)試，2005，14（5）：42-43.