A井開發(fā)效果分析

王鑫鑫（大慶油田有限責任公司第二采油廠第三作業(yè)區(qū) 黑龍江 大慶 163311）

一、基本情況

A 井是某油田南八區(qū)水驅開發(fā)的一口抽油機井， 采用250m五點法面積井網(wǎng)布井，周圍有4 口注入井。A 井薩Ⅰ2-薩Ⅱ15 油層發(fā)育4 個小層，砂巖厚度4.4m，有效厚度2.4m，其中未水淹厚度1.8m，低水淹厚度0.6m。 采取全層射孔方式，射開砂巖厚度4.4m， 有效厚度2.4m， 有效滲透率0.067～0.339μm2， 地層系數(shù)0.594μm2.m。

A 井于2008 年6 月27 日投產，投產初期日產液38t，日產油17t，含水55.3%，靜壓10.64MPa。從2008 年7 月15 日開始，A井出現(xiàn)間抽關井現(xiàn)象，月平均生產天數(shù)僅為8 天，平均單井日產液6t，日產油5t。 周圍4 口注入井的注入狀況較穩(wěn)定，平均注入壓力為11.3MPa，平均日注入量為43m3。

二、問提的提出

從A 井投產后開采狀況來看，存在以下問題：

一是產能低，自2008 年9 月起，單井平均日產液僅為4t，采液強度低，僅為1.62t/m.d；

二是流壓低， 平均流壓為0.79MPa； 液面低， 平均液面為829m；供液不足，每月僅能生產7～8 天。

三、低產能原因分析

針對A 井低產能情況，以儲層精細描述為指導，以動靜結合分析為手段，在精細分析本井油層發(fā)育情況、與周圍注入井的連通狀況、注入井實際注入情況的基礎上，結合動態(tài)監(jiān)測資料，深入分析了A 井低產能原因。

1、 油層發(fā)育狀況

A 井射開薩Ⅰ2-薩Ⅱ15 層段，射開砂巖厚度4.4m，有效厚度2.4m，有效滲透率0.067～0.339μm2，地層系數(shù)0.594μm2.m。 周圍4 口注入井平均射開砂巖厚度6.1m，有效厚度5.4m，有效滲透率0.041～0.666μm2，地層系數(shù)1.889μm2.m。 本井射開砂巖厚度僅為周圍注入井的72.7%， 射開有效厚度僅為周圍注入井的44.4%,地層系數(shù)僅為周圍注入井的31.4%。 從而可以看出，A 井本身油層發(fā)育性質較差是造成其低產能的原因之一。

2、油層連通狀況

A 井射開薩Ⅰ2-薩Ⅱ15 油層， 該油層發(fā)育兩個沉積單元。平面上分析， 薩Ⅰ2 單元，A 井位于河道砂體邊部， 發(fā)育表外儲層，除與B 井不連通外，與周圍注入井均為不同砂體之間的二類連通。 薩Ⅱ4-薩Ⅱ15 單元，A 井為河道砂體邊部過渡的河間砂體， 與周圍注入井均為不同砂體之間的二類連通。 ②從剖面上看，A 井發(fā)育較差，以主體席狀砂和表外儲層為主，與周圍注入井連通較差，均為不同砂體之間的二類連通。 綜合上述分析，認為A 井與周圍注入井之間連通狀況差是造成其低產能的原因之二。

3、注水狀況

從2009 年3 月周圍注入井注入剖面上看，除C 井在此層段不吸水外，其他3 口注入井的吸水比例相對較均勻，且吸水量均較高。根據(jù)A 井周圍4 口注入井的注入壓力及日注入量分析，每口井的注入壓力都很平穩(wěn)，且注入壓力平均值為11.3MPa；日注入量相對較均勻，平均值為40m3。 由于主井生產效果一直不好，于2008 年12 月， 針對周圍3 口注入井的日注入量上調10～15m3，但從A 井生產數(shù)據(jù)看，沒有見到任何效果。 因此分析周圍4 口注入井未注入到A 井處。

對周圍注入井及注入井周圍采油井進行深入分析，薩Ⅰ2 單元，除與主井不連通的注入井B 井外，其他的3 口注入井與周圍的采油井均為河道砂體或主體席狀砂之間的一類連通。 薩Ⅱ4-薩Ⅱ15 單元， 周圍4 口注入井與其他采油井也都形成較主井更好的連通渠道。

從而判斷，A 井周圍雖有充足的注入能量， 但均注入到較A井連通更好的注入方向上，A 井無有效注入是造成其低產能的原因之三。

綜合上述原因分析，A 井產能低，開發(fā)效果不好，不是由于周圍注入井的注入能力造成的，而是由于其本身油層物性差、與周圍注入井連通狀況差、 無有效注入造成的， 從而需進一步分析，改善該井開發(fā)效果。

4) 參考式(11)、式(12)、式(14)、式(15)，對步驟3)得到的參數(shù)區(qū)間進行MDCFT處理，并利用最小波形熵法得到速度精確估計值vs，最后進行速度補償后通過IDFT變換得到高分辨距離像。

四、剩余油及潛力分析

針對A 井低產能情況，以儲層精細描述為指導，以動靜結合分析為手段， 精細分析井網(wǎng)注采完善程度和生產動態(tài)數(shù)據(jù)基礎上，結合數(shù)值模擬資料，深入研究了A 井該層段的動用狀況，明確了其調整潛力。

1、原井網(wǎng)注采完善程度低

從A 井組井位圖上分析，在A 井周圍的四口基礎井網(wǎng)中，C與D 之間的注采關系可以反映A 井的剩余油情況， 然而只有C井射開薩Ⅱ14-薩Ⅱ15 層，D 不能為其注水。在二次加密井網(wǎng)中，僅有E 和F 井射開此層位， 且均為采油井， 沒有注水井為其注水。從而可以看出，A 井的薩Ⅱ14-薩Ⅱ15 層位應該存在剩余油。

另外， 為了避免層間干擾，B 井于2008 年11 月已經(jīng)實施堵水，C 井堵水方案已出，待實施。

2、本井網(wǎng)采出程度低

A 井的薩Ⅰ2-薩Ⅱ15 油層射開砂巖厚度4.4m， 有效厚度2.4m，均為低未水淹。 其中未水淹厚度1.8m，低水淹厚度0.6m。

另外，該井自2008 年6 月27 日投產以來，平均含水18.7%，含水一直很低，截至目前，含水為17.9%。

根據(jù)A 井的水淹及生產情況分析，A 井在薩Ⅱ4 層段動用狀況較差，存在剩余油。

五、措施效果評價

綜合以上分析，對A 井針對薩Ⅰ2-薩Ⅱ15 層段壓開4 條短寬縫。 A 井實施壓裂措施后日產液24t，日產油20t，含水18.0%。措施后日增液20t，日增油18t，含水持平。 有效期長達23 個月，取得了較好的增油效果。

1 針對流壓低、液面低這種供液不足的采油井應采取壓裂措施改善開發(fā)效果。

2 對剩余油富集層段實施壓裂，能夠增加滲流能力，充分挖掘剩余油潛力，改善低產能井開發(fā)效果，進一步提高儲層動用程度。

3 為了保證措施效果，應實施周圍注入井的配套調整。

4 措施調整必須在儲層精細描述的基礎上，深入研究砂體的發(fā)育特征，并結合各種動靜態(tài)資料，綜合分析了解油層的動用狀況，才能有的放矢的實施挖潛措施。

[1]巢華慶等.大慶油田穩(wěn)油控水實例選編.石油工業(yè)出版社.1993.6，23-25.

[2]潘為英；郭迎春.薄油層開發(fā)有結果[N].中國石化報.2001年.