強(qiáng)化動(dòng)態(tài)分析減緩草20遞減

欒冬梅

摘 要：草20塊位于樂安油田東區(qū)，主要含油層系為上第三系館陶組，是一個(gè)埋藏淺，巖性復(fù)雜，受構(gòu)造和巖性雙重控制的砂礫巖特稠油油藏。油藏類型為具有邊水的高滲透、砂礫巖構(gòu)造-地層特稠油油藏。本文通過動(dòng)態(tài)分析，找出了影響其產(chǎn)能減緩的原因，并提出了治理對(duì)策.

關(guān)鍵詞：動(dòng)態(tài)分析；產(chǎn)能；治理

一、開發(fā)歷程

1.1全面開發(fā)階段：（90.1-94.12）該階段主力層系館二投入全面開發(fā)，區(qū)塊保持高速開發(fā)，日油水平保持在750t/d，采出程度7.04%，平均采油速度1.39%，階段回采水率91.7%。

1.2遞減階段：（95.1-03.6）該階段于1996年Ng1井網(wǎng)得到初步完善，全區(qū)日產(chǎn)油水平有所回升，但因明顯受到邊水影響，區(qū)塊整體呈快速遞減趨勢(shì)

1.3綜合調(diào)整，低速開發(fā)階段：（02.4-06.12）區(qū)塊東部進(jìn)行井網(wǎng)加密、層系調(diào)整等措施，采出程度1.99%，平均采油速度0.42%，階段回采水率672%。

1.4擴(kuò)邊調(diào)整階段：（07.1至今）該階段對(duì)館陶邊部水平井?dāng)U邊調(diào)整，區(qū)塊日油水平保持穩(wěn)定。階段累積注汽131.0749×104m3，累積采油量47.6680×104t，累積采水量798.8346×104t，階段油汽比0.36，采出程度2.95%，平均采油速度0.41%，階段回采水率609%。

二、周期產(chǎn)能評(píng)價(jià)

區(qū)域位置：草20單元由于不同區(qū)域位置的儲(chǔ)層厚度、原油物性、構(gòu)造位置等差異，產(chǎn)能差異較大，分4個(gè)區(qū)域：草20西北部、中部、東部及草33單元。井型分布：草20館陶老區(qū)目前總井110口，其中直斜井53口；2007年以來投產(chǎn)的邊部薄層水平井57口.草20老區(qū)直斜井單井最高周期28周期，平均周期11周期。隨周期延長(zhǎng)，注汽量、生產(chǎn)天數(shù)、周期產(chǎn)油、油汽比呈“兩升兩降”的趨勢(shì)。

草20老區(qū)2007年以來除去草33單元，邊部薄層水平井共投產(chǎn)57口。 2013年草20老區(qū)產(chǎn)能6.0萬噸，其中水平井完成3.71萬噸，占總產(chǎn)能的61.8%。水平井周期遞減大，年產(chǎn)量逐年降低。 草20東部水平井24口，受東區(qū)儲(chǔ)層物性影響，周期產(chǎn)油最高僅828t，最高周期數(shù)13周期，隨周期數(shù)增加，單井周期產(chǎn)油和油汽比降低，周期含水波動(dòng)，周期遞減9.2%，目前開井17口，日油水平37.6t/d，年產(chǎn)油1.17萬噸，占全年的19.5%。草20西北部?jī)?chǔ)層厚度6-8m，有水平井29口，初始周期產(chǎn)油1324t，最高周期數(shù)8周期，隨周期數(shù)增加，周期遞減28.4%，含水上升快，由81.9%上升至96.9%，油汽比降至0.09，目前開井27口，日油水平90.8t/d，年產(chǎn)油2.54萬噸，占42.3%。

三、存在問題及對(duì)策

3.1 老井高輪次吞吐，措施效果差

草20老區(qū)經(jīng)過20多年的開發(fā)，老井周期吞吐輪次高，平均19個(gè)，最多達(dá)30個(gè)周期。周期內(nèi)產(chǎn)量越來越小，含水越來越高，效益越來越差。平均單井日均油1.5t左右，油汽比僅0.2t/t。

對(duì)策：優(yōu)化措施，分類運(yùn)行：2013年草20老區(qū)共實(shí)施各類措施60井次，其中周期數(shù)小于5的井22口，單井措施年產(chǎn)量385.3t，周期數(shù)大于20的井4口，單井措施年產(chǎn)量?jī)H有61.4t。 2014年多輪次井措施摸排原則：根據(jù)單井輪次情況、采出情況、動(dòng)用情況優(yōu)選潛力井，考慮經(jīng)濟(jì)效益，目前生產(chǎn)情況，對(duì)于低產(chǎn)正常生產(chǎn)井盡量維持生產(chǎn)。

3.2 受邊低水影響，近年西部中部調(diào)整井遞減快

草20區(qū)塊受三方面來水影響。1、自身邊水；2、潛山水。潛山底水充足，通過管外竄影響周邊30多口井；3、草南注入水。且近年潛山底水和草南邊水影響區(qū)域逐漸增大，邊部部分油井含水上升，95%水線外推。西部投產(chǎn)水平井遞減快，周期遞減28.0%；中部投產(chǎn)井效果差，遞減19.3%。

對(duì)策：實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)動(dòng)態(tài)，措施配套：目前西北部無自己邊水侵入，含水上升快是受草南注入水過斷層侵入影響。東邊部井受潛山露頭影響，但影響區(qū)域有限。 實(shí)時(shí)收集西北部井礦化度、含水和動(dòng)液面資料，監(jiān)測(cè)含水內(nèi)侵動(dòng)態(tài)。分析指進(jìn)方向路徑，采取提液、配套堵水措施等抑制邊水影響。同時(shí)結(jié)合動(dòng)液面情況分析，進(jìn)一步明確邊水突進(jìn)的路徑和方向。

3.3 東區(qū)井網(wǎng)不完善，油井利用程度低

草20東部共投產(chǎn)水平井24口，累油6.598×104t，單井累油3881t，日均油2.9t/d。目前停井7口，累油8547t。草20東區(qū)直斜井共51口，累油64.96×104t，單井1.27×104t； 其中開井18口，累油23.84×104t，單井1.32×104t； 停產(chǎn)共32口，累油41.12×104t，單井累油1.24×104t。

對(duì)策：剩余油再認(rèn)識(shí)，潛力扶停：根據(jù)草20東區(qū)井網(wǎng)不完善情況，結(jié)合井況分析，7口水平井采出程度低，但由于受砂埋、套破及鉆井因素影響，扶停難度大。下步計(jì)劃優(yōu)選直斜潛力井扶停。由于該區(qū)井受草南邊水影響程度相對(duì)低，但老井采出情況復(fù)雜，因此下步建議測(cè)SNP選擇性扶停。目前已預(yù)注CO2扶停1口（注50噸CO2），草20-8-斜081井，效果有待跟蹤。

3.4 剩余儲(chǔ)量位于區(qū)塊邊部，品位差

自2008年以來，在草20區(qū)塊原開發(fā)動(dòng)用8m線以外，利用薄層水平井技術(shù)進(jìn)行分層開發(fā)，草20老區(qū)新鉆水平井60口，實(shí)現(xiàn)了老區(qū)400余萬噸邊部薄層儲(chǔ)量的動(dòng)用。

目前草20東部邊部區(qū)域無井控制，但該區(qū)域?qū)颖。?6m）、豐度低、泥質(zhì)含量高（>10%）、敏感性強(qiáng)、油井注采兩難。

對(duì)策：方案配套，完善井網(wǎng)：草20東南部館陶組位于整個(gè)草20館陶組沖積扇的邊部，目前館一、館二層有效厚度1-3m區(qū)域有80萬噸儲(chǔ)量處于無井控制狀態(tài)，其中館一層56萬儲(chǔ)量未動(dòng)用，下步計(jì)劃在該區(qū)實(shí)施水平井完善調(diào)整，配套二氧化碳降粘增能，預(yù)計(jì)部署新井11口，建產(chǎn)能1.375萬噸。

3.5 高含水井增多，堵水工藝配套難度大

草20老區(qū)目前水平井57口，統(tǒng)計(jì)含水其中含水大于95%水平井22口，占開井?dāng)?shù)的38.6%，高含水問題極大制約了水平井開發(fā)效果。對(duì)策：提堵結(jié)合，綜合治理。endprint