雙河油田ⅧⅨ油組控制自然遞減技術(shù)研究

郜領(lǐng)娣 趙楠

摘要：ⅧⅨ油組是雙河油田江河區(qū)埋藏最深、油層最多、物性最差、同時也是雙河油田江河區(qū)塊最大的一個開發(fā)單元。目前已進入開發(fā)后期，整體表現(xiàn)為單元采液、采油速度低，老井產(chǎn)量穩(wěn)不住，自然遞減逐年加大；主體區(qū)注入好，油井高能高含水，水淹狀況十分復(fù)雜，而上傾尖滅區(qū)物性差，水井長期欠注，加之注采井距過大，注水受效差，油井低能低產(chǎn)，注采調(diào)整難度大。通過主力層主體區(qū)動用狀況評價，研究剩余油分布規(guī)律，利用注采調(diào)整達到提高單元儲量動用程度，改善開發(fā)效果，減緩單元產(chǎn)量的自然遞減。

關(guān)鍵詞：自然遞減；注采調(diào)整；剩余油

一、基本概況

ⅧⅨ油組地處河南省唐河縣和桐柏縣境內(nèi)，位于南襄盆地泌陽凹陷西南部的雙河鼻狀構(gòu)造西部，為一東南向西北抬起的單斜構(gòu) 造，構(gòu)造與上傾方向砂體尖滅配置形成層狀構(gòu)造巖性油藏。至 2014年 12 月，ⅧⅨ油組采油井開井 77 口，日產(chǎn)液量 1730.3t，日產(chǎn)油量116.5t，綜合含水 93.27%，自然遞減 22.46%，采油速度 0.40%，采出程度 33.94%，已采出可采儲量 85.94%。注水井開井 92 口，日注水量2851.9m3，平均單井日注水31.0m3，月注采比1.58，累積注采比1.31，地下虧空-650.3682×104t，目前地層壓力21.37MPa，總壓降0.03 MPa，壓力保持水平 99.87%。

二、影響油井見效的因素研究

（一）采出程度高，水淹嚴重

據(jù) 2014 年 12 月產(chǎn)能資料統(tǒng)計，近 90%的油井日產(chǎn)油量小于 3t， 有 61.8%的油井的含水率高于 90%，這些油井主要分布在主力油層主體區(qū)和非主力油層油水邊界附近，含水率低于 80%的油井僅占油井總數(shù)的 18.4%，這些井平面上主要分布在上傾部位及非主力油層。

（二）井網(wǎng)不完善或不合理，注水不見效，導(dǎo)致油井低能現(xiàn)象普遍

隨著油田進入開發(fā)后期，套損井?dāng)?shù)量逐年增加，目前ⅧⅨ油組油水井套管破裂、變形、錯斷、漏失等問題井達 68 口，造成動態(tài)注采井網(wǎng)不完善，水驅(qū)控制程度下降，可采儲量降低。通過大修整 形、加固、補貼、封竄等組合修井技術(shù)，目前已修復(fù) 20 口，仍有問題水井 48 口。

要減緩油井采油能力下降的局面，一方面要控制含水上升過快 的狀況，另一方面完善注采井網(wǎng)系統(tǒng)，同時深入細致工作，摸清油 水分布，提高措施成功率。

（三）層間、層內(nèi)非均質(zhì)嚴重，儲量動用差異大

1. 層間層內(nèi)吸水不均，主力油層與非主力油層吸水不均

在主體部位存在部分生產(chǎn)井層段多，還有部分是跨層系井，造成層間、層內(nèi)吸水不均。據(jù) 92 口注水井統(tǒng)計，跨層系的注水井有 39

口，其中 16 口井為三級四段注水。這部分井由于井下封隔器多、座封質(zhì)量難以保證，注水量不能得到有效調(diào)整。非主力油層平面上吸 水極不均勻，影響層間和層內(nèi)儲量動用狀況，所以要提高油層吸水能力，必須細分注水，必須把主力油層與非主力油層分開來注水。

2. 無效注水多

ⅧⅨ油組的注水井有一部分注水量處于無效注水狀態(tài)。據(jù)統(tǒng)計，有近 20 口注水井，砂厚 161.8m 的注水層處于無效注水，無效日注水量為 671m3，占ⅧⅨ油組日注水量的 25%。

3. 多層合采，層間干擾

由于ⅧⅨ油組多層合注合采井多，注入水首先沿已形成的優(yōu)勢 通道進入強水淹層，因而很難進入物性差剩余油飽和度較高的未、 弱水淹層，造成層內(nèi)、層間儲量動用差異大。

三、剩余油分布的研究

剩余油飽和度高低取決于地質(zhì)和開發(fā)兩大因素。地質(zhì)因素主要 是儲層滲透率的大小及其平面、層間和層內(nèi)非均質(zhì)性和構(gòu)造位置； 開發(fā)因素主要包括井網(wǎng)控制程度、井網(wǎng)完善性等。由于受注采系統(tǒng) 和儲層非均質(zhì)性的影響，剩余可動油飽和度分布呈現(xiàn)出多種形式， 剩余油飽和度分布非常復(fù)雜，根據(jù)油砂體高剩余油飽和度分布形式 可以把單砂層大致分為三種類型：

（一）分散狀分布

高剩余油飽和度呈分散分布。經(jīng)過長時間的開采之后油砂體內(nèi) 高剩余油飽和度分布不連續(xù)，呈片狀分布，剩余油飽和度中等。在 平面上，高剩余可動油飽和度之間并非孤立分布，而是通過低剩余 可動油飽和度區(qū)域連著。形成這種分布形式主要原因是注采系統(tǒng)不完善和注水強度不夠大，導(dǎo)致注入水的驅(qū)波及程度較低。

（二）條帶狀分布

高剩余油飽和度呈條帶狀分布。經(jīng)過長時間的開采之后部分油 砂體內(nèi)高剩余油飽和度分布呈連續(xù)的狀態(tài)。在平面上，高剩余可動油飽和度沿油砂體內(nèi)部呈條帶狀連續(xù)分布的主要原因是油砂體規(guī)模小、儲層物性差、注采井網(wǎng)不完善、各向吸水不均勻和吸水產(chǎn)液能力弱、注入水或邊水波及程度低、儲量動用程度差等因素所致。

（三）零星狀分布

高剩余油飽和度呈星點分布。經(jīng)過長時間的開采之后油砂體內(nèi)高剩余油飽和度分布極不連續(xù)，呈星點分布，總體剩余油飽和度低，局部剩余油飽和度較高。在平面上高剩余可動油飽和度相對少， 出現(xiàn)這種現(xiàn)象則表明儲層的注采系統(tǒng)相對較完善，開發(fā)程度比較高，大部分可采儲量已經(jīng)被采出。

四、綜合注采調(diào)整改善開發(fā)效果研究

根據(jù)ⅧⅨ油組剩余油分布特征以及剩余油控制因素研究結(jié)果， 結(jié)合ⅧⅨ油組油井見效特征，進行綜合調(diào)整，擴大注水見效規(guī)模， 減緩自然遞減，提高儲量動用程度，從而改善ⅧⅨ油組開發(fā)效果。

（一）欠注井分類治理，確保ⅧⅨ油組上傾區(qū)有效注入

水井正常注入是油井注水見效的前提，欠注井治理是本次調(diào)整 的重中之重。欠注的基本上是非主力油層和主力油層上傾尖滅區(qū)及邊部（薄差層），只有對欠注層改造（酸化、升壓），才能最大限度的提高注水有效率，改善單元開發(fā)效果。主要按照增注后對應(yīng)油井見效的潛力大小可以分為以下三種類型：

1. 增注增液增產(chǎn)型：這類井層對應(yīng)油井產(chǎn)油、產(chǎn)液下降主要是由于地層能量較低引起，部分井由于增注改造困難，開展疑難井攻關(guān)。

2. 增注調(diào)整受效型：這類井層主要為近兩年轉(zhuǎn)注的注水井，對應(yīng)油井通過增加注水方向，能實現(xiàn)產(chǎn)量上升含水下降。

3. 增注控制遞減型：除上述兩種類型的的其余井層。井號： T10-808、8-148、H9-20。

通過評價，篩選出有潛力的欠注井 10 井次進行增注改造，最終酸化 2 井次，升壓 3 井次，油井見效 3 井次，累計增油 256t。

（二）完善注采井網(wǎng)，提升儲量動用程度

在注采井距過大區(qū)域，進行合理注采井距計算，不完善區(qū)域可 利用關(guān)停井及過路低效井補孔開展小井距試驗，增加油井受效方向，提升單井產(chǎn)能，對于無法修復(fù)的問題井進行側(cè)鉆，措施補孔增油 2116t，水井補孔注水見效增油 326t。

（三）促進井間液流轉(zhuǎn)向，封堵高能層

ⅧⅨ油組縱向上生產(chǎn)層位多，層間、平面非均質(zhì)性嚴重，存在 層間干擾，通過對ⅧⅨ油組單層剩余油潛力描述，結(jié)合平面、層間 非均質(zhì)性，封堵高能層及注采優(yōu)勢方向，動用低能層及注采弱勢方 向剩余油，改善單元開發(fā)效果。優(yōu)選調(diào)層井：H12-13、S14-13、H6-608、T9-158、H7-118 通過封堵調(diào)層措施增油 1711t。

（四）經(jīng)濟效益評價

截止 2015 年 12 月，階段油井共實施措施工作量油井補孔 7 口，水井補孔 3 口，水井酸化 2 口、升壓 3 口。優(yōu)化配液配注 12 口。通過以上措施調(diào)整，整個層系階段累計增油0.4409×104t，累計降水1.662×104m3，自然遞減減緩 3.9 個百分點，減緩了該層系產(chǎn)量持續(xù)下降的趨勢，改善了目前開發(fā)形勢，截止到 2015 年 12 月底綜合遞減4.04%，自然遞減 14.89%，為同類水驅(qū)單元的注采調(diào)整，提供了重要參考。

五、結(jié)論及認識

1. 根據(jù)ⅧⅨ油組近幾年注水見效情況，分為主力層主體區(qū)、主力層上頃區(qū)、主力層邊部、非主力層和小砂體幾個區(qū)域統(tǒng)計注水見效 情況，得出單元在目前的高含水情況下各區(qū)域注水見效的效果：Ⅷ Ⅸ油組小砂體注水見效效果最好，非主力層及動用較好的主力層主 體區(qū)見效效果較差。

2. 運用歷史井網(wǎng)恢復(fù)等手段，結(jié)合前人沉積微相研究成果，描述了各小層不同時期水淹特征，明確了油水井的連通狀況以及見水的 優(yōu)劣勢方向，評價出剩余油潛力區(qū)。ⅧⅨ油組剩余可動油飽和度總 體上顯示靠近油水邊界處很少，向上傾方向逐步增多，部分油砂體 尖滅線附近剩余可動油飽和度相對較高。

3. 根據(jù)前面研究成果：ⅧⅨ油組不同區(qū)域注水見效特征及剩余油分布規(guī)律不同，注采調(diào)整具體對策需不一樣才能有效，提出了注采 調(diào)整控制自然遞減的綜合調(diào)整挖潛技術(shù)。

參考文獻：

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[2] 童憲章.油井產(chǎn)狀和油藏動態(tài)分析.北京：石油工業(yè)出版社，1981：32-38.