對(duì)某區(qū)塊綜合治理的幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

張艷慧(大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠，黑龍江 大慶 163513)

對(duì)某區(qū)塊綜合治理的幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

張艷慧(大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠，黑龍江 大慶 163513)

對(duì)某區(qū)塊新井含水上升快的原因分析及認(rèn)識(shí)，探討了如何減緩產(chǎn)量遞減的問題。

含水上升；減緩產(chǎn)量遞減；

油田開發(fā)進(jìn)入高含水后期，水驅(qū)油藏開發(fā)面臨著新增可采儲(chǔ)量不斷減少、特高含水井?dāng)?shù)持續(xù)增加、措施增油量下降、液油比突升、成本效益變差等諸多不利因素。為了更好地提高采收率，提高二次擴(kuò)邊新井的產(chǎn)能，本文論述了對(duì)某區(qū)塊新井含水上升快的原因分析及認(rèn)識(shí)，探討了如何減緩產(chǎn)量遞減的問題。

1 基本概況

該區(qū)塊共發(fā)育有69個(gè)沉積單元，主要發(fā)育薩Ⅱ組和葡Ⅰ組油層，該區(qū)塊含油面積13.21km2，薩、葡油層控制地質(zhì)儲(chǔ)量592.39×104t，可采儲(chǔ)量190.65×104t。采用150m注采井距，一、三排布油井，二排布水井，四排油水井間注間采，后期進(jìn)入高含水期時(shí)轉(zhuǎn)成注采井距150m五點(diǎn)法面積注水井網(wǎng)開采。截止2016年8月份該區(qū)塊有總井?dāng)?shù)214口，采油井143口，注水井71口，含油面積19.6km2，地質(zhì)儲(chǔ)量2326×104t，累積注水204.23萬方，累積產(chǎn)油28.36萬噸，綜合含水89.98%。

該區(qū)塊年度開采曲線

從開采曲線上可以看出，該區(qū)塊2014年、2015年自然遞減和含水上升速度都比較快，區(qū)塊開發(fā)效果差。

2 影響開發(fā)形勢(shì)差原因分析

分析含水上升快的原因主要有以下三個(gè)方面：即油層條件差影響、吸水能力下降影響、注采關(guān)系不完善影響。

（1）注水井吸水能力下降，油井流壓水平低，供液不足是區(qū)塊自然遞減大、含水上升快的主要原因

由于油水井連通差，注水受效差，注水井吸水能力下降井逐漸增多，目前已經(jīng)有18口注水井不吸水關(guān)井，影響的注水量得不到及時(shí)恢復(fù)，使得井組流壓水平較低，供液狀況變差導(dǎo)致含水上升速度加快。

（2）注采關(guān)系不完善，平面矛盾突出，個(gè)別層易形成單層突進(jìn)和無注水方向供液能力下降等情況，造成油井含水上升和供液不足。

（3）油層條件差，油層動(dòng)用厚度低，層間矛盾突出是區(qū)塊自然遞減大、含水上升快的直接原因，該區(qū)塊以開采表外儲(chǔ)層為主，表外儲(chǔ)層射開層數(shù)占全區(qū)的70.5%，砂巖厚度占61.3%。

另外，統(tǒng)計(jì)32口井的試配前后同位素資料，砂巖厚度吸水比例由36.1%提高到41.7%，提高了5.5個(gè)百分點(diǎn)。注水井試配后雖然動(dòng)用厚度得了提高，但遠(yuǎn)低于油田內(nèi)部井的吸水厚度。

從上述情況可以看出，油層條件差、油層動(dòng)用厚度低是造成該區(qū)塊開發(fā)調(diào)整難度大、產(chǎn)量遞減幅度快、含水上升快的直接原因。

（4）油田邊部井，流壓水平低，邊水推進(jìn)速度快，造成油井含水上升。

3 綜合治理方案措施及效果

針對(duì)區(qū)塊開發(fā)中的突出問題，編制了2016年治理方案。計(jì)劃實(shí)施油水井各類調(diào)整方案77口井。

3.1 加強(qiáng)注水調(diào)整，改善開發(fā)效果

一是加強(qiáng)細(xì)分調(diào)整工作減緩層間矛盾，提高動(dòng)用厚度，制定細(xì)分調(diào)整方案10口，日配注減少5 m3/d，日實(shí)注增加2 m3/d。與去年下半年對(duì)比，自然遞減減緩了15.7個(gè)百分點(diǎn)，含水上升速度減緩了2.4個(gè)百分點(diǎn)，細(xì)分后，砂巖動(dòng)用厚度提高了12.1個(gè)百分點(diǎn)。

二是加強(qiáng)平面調(diào)整工作，控制產(chǎn)量和含水上升速度減緩產(chǎn)量遞減

(1)通過周期注水，控制產(chǎn)量遞減和含水上升速度。制定方案8口井，日配注增加了75 m3/d，日實(shí)注增加了61 m3/d。與去年下半年對(duì)比，自然遞減減緩了17.8個(gè)百分點(diǎn)，含水上升速度減緩了0.6個(gè)百分點(diǎn)。

(2)控制含水層的注水量，減緩含水上升速度。制定高含水層減水方案6口井，日配注增加了65 m3/d，日實(shí)注增加了50 m3/ d。與去年下半年對(duì)比，無遞減，含水上升速度減緩了0.6個(gè)百分點(diǎn)

(3)低壓含水層加強(qiáng)注水，改善開發(fā)效果。制定低含水層提水方案9口井，日配注增加了80 m3/d，日實(shí)注增加了59 m3/d。與去年下半年對(duì)比，自然遞減減緩了2.74個(gè)百分點(diǎn)，含水上升速度減緩了0.1個(gè)百分點(diǎn)三是對(duì)吸水能力下降井實(shí)施措施增注，提高了注水井吸水能力

2016年，針對(duì)該區(qū)注水井吸水能力下降快、油井供液不足矛盾突出的實(shí)際問題，共實(shí)施注水井酸化9口井，平均酸化砂巖厚度13.1m，有效厚度2.4m，酸化前后平均注水壓力下降0.3MPa,平均單井日增注19.9m3，自然遞減與去年下半年對(duì)比減緩13.1個(gè)百分點(diǎn)，含水上升速度減緩4.1個(gè)百分點(diǎn)。

3.2 加大油井調(diào)整力度，增加未措施井產(chǎn)量

一是加大油井檢泵力度，恢復(fù)未措施井產(chǎn)量，上半年檢泵6口井，日產(chǎn)液量增加了30.2t,日產(chǎn)油量增加了2.3t，綜合含水下降了0.9個(gè)百分點(diǎn)，流壓下降了0.38MPa。

二是結(jié)合注水受效，合理匹配抽油參數(shù)，提高單井產(chǎn)量，上半年調(diào)大參9口井，日產(chǎn)液量增加了70.6t,日產(chǎn)油量增加了6.3t，綜合含水上升了0.5個(gè)百分點(diǎn)，流壓下降了0.26MPa；換大泵6口井，日產(chǎn)液量增加了40.7t,日產(chǎn)油量增加了4.6t，綜合含水下降了2.5個(gè)百分點(diǎn)，流壓下降了1.32MPa。

通過以上綜合調(diào)整，該區(qū)塊自然遞減和含水上升速度明顯減緩，開發(fā)形勢(shì)明顯變好。

4 結(jié)語(yǔ)

（1）吸水能力下降、注采關(guān)系不完善、油層發(fā)育差都是導(dǎo)致該區(qū)塊供液不足的影響因素

（2）通過措施増注，可以提高注入井的吸水能力，改善油田開發(fā)效果。

（3）該區(qū)塊出液層單一，這類井應(yīng)對(duì)周圍的注水井及時(shí)調(diào)整方案，控制高含水層，同時(shí)提高差油層的動(dòng)用程度。

[1]王秉海，錢凱.勝利油區(qū)地質(zhì)研究與勘探實(shí)踐。山東東營(yíng):石油大學(xué)出版社，1992.

[2]黃炳光，劉蜀知。實(shí)用油藏工程與動(dòng)態(tài)分析方法。北京:石油工業(yè)出版社，2000.

[3]才汝成，李陽(yáng)，孫炳泉。油氣藏工程方法與應(yīng)用。北京:石油工業(yè)出版社，2002.