曙37井區(qū)注水綜合調整研究與實踐

范興超(遼河油田公司曙光采油廠，遼寧 盤錦 124000)

曙37井區(qū)注水綜合調整研究與實踐

范興超(遼河油田公司曙光采油廠，遼寧 盤錦 124000)

曙37塊位于曙興屯油田的南部，構造上位于遼河盆地東部凹陷南部。曙37塊已開發(fā)了近30年，隨著開發(fā)的不斷深入，油田兩大問題尤為突出：1.井況復雜治理難度大。2.注采系統(tǒng)不完善，地層壓力低。因此2014年對曙37塊制定了綜合治理方案，挖掘斷塊剩余儲量。

剩余油挖潛;綜合治理

1 研究背景

1.1 地質概況

曙37塊位于曙興屯油田南部，在北高南低、東高西低的背景上，由曙西、油西兩條斷層夾持形成的斷裂背斜構造帶，發(fā)育背斜，呈鼻狀構造。

曙37塊屬于復雜斷塊油藏。斷塊含油面積4.7km2，地質儲量254萬噸，標定采收率20.8%。以曙59斷層為界，南部為構造油氣藏，北部為構造巖性油氣藏。

1.2 開發(fā)現(xiàn)狀及存在問題

1.2.1開發(fā)現(xiàn)狀

斷塊目前處于低速開發(fā)階段。實施綜合治理前斷塊共有油井21口，開井16口，有效開井6口（除去撈油生產），日產油26噸，綜合含水57%，采油速度0.25%，采出程度9.96%；注水井5口，開井2口，日注水44方/日，月注采比0.8，累計注采比0.5。

1.2.2存在問題

（1）井況復雜治理難度大

曙37塊主力油藏埋深在-1600m左右，儲層埋深淺、膠結疏松，地層出砂嚴重，再加上頻繁作業(yè)等諸多因素影響，導致油水井井況逐漸變差，治理難度較大，多數(shù)油井無法正常生產，無法開展細化注水工作。截止2014年12月斷塊因井況原因停產井共14口。正常開井只有6口，70%井不能正常生產，原有井網幾乎全部廢棄，制約了油田開發(fā)。

（2）注采系統(tǒng)不完善，地層壓力低

隨著井況復雜、停產井增多，導致目前斷塊注水開發(fā)井網瀕臨廢棄。目前曙37塊主體部位正常注水井2口，油井3口，已經無法形成有效的注采井網，正注井也出現(xiàn)有注無采的情況。

由于注采井網的不完善，斷塊累計注采比只有0.5，所以地層壓力過低，斷塊平均動液面-1400m。

2 主要研究內容

2.1 確定南北分制的治理策略

近些年隨著開發(fā)的深入，對構造有了進一步的認識：曙37塊主體部位被曙59斷層分為南北兩個部分，從地層對比和油井生產特點看出南北兩側的油藏類型不同，根據(jù)斷塊油藏南北地質特點的不同分塊分區(qū)域優(yōu)選合適的注采系統(tǒng)，實現(xiàn)南北分治對策。

2.2 根據(jù)不同地質特征，確定不同的注采方式

曙斷層南部為背斜構造，整體構造高點在曙59-3附近，圈閉面積0.3km2，含油邊界距斷層位置只有400m，斷層封閉性好?？紤]到斷塊的構造形態(tài)，并且為了保證高部位油井的單井控制儲量，決定采用邊緣注水注水方式，建立注采井網。

與南部的油層厚且相對集中的特點不同，北部砂體單層厚度較薄，從生產特點來看，3套薄砂體具有較好的產能，在縱向上主要圍繞這三個薄層砂體完善注采井網。

平面上這3套砂體變化大，砂體半徑多為一個井距，即200-250m，主要在曙37、曙201-20井組較為發(fā)育。所以對北部采用縱向分層、平面分區(qū)的不規(guī)則點狀注水的方式完善井網。

2.3 通過大修、側鉆、堵水、調層，逐步完善注采井網

在確定了如何構建井網的基礎上，我們對油井潛力大小、作業(yè)難易程度做了排序，優(yōu)先選擇潛力較大、復產難度小的井進行復產。斷層南部油層厚度大較集中、且產能較好，直接側鉆重新構建井網較為容易，所以在高部位以150米井距倒三角形井網部署側鉆井3口。

斷層北部，縱向上主要針對3套薄層高產砂體，平面上這3套主要分布在曙37井組、曙201-20井組。所以油井復產、完善注采井網主要圍繞這兩個井組展開。我們對井組停產井進行措施對策研究，調整措施結構，利用大修、側鉆、調層、堵水相結合，完善井組注采井網：利用側鉆恢復井況差井生產、局部調整井網，如曙211-19C、曙31C。利用調層提高水驅儲量動用程度，如曙221-19C、曙221-20。利用堵水緩解層間矛盾，回采主力油層，如曙181-17。利用大修恢復油井生產能力，平面上完善注采井網，如曙221-20、曙191-21。

通過大修、側鉆、堵水、調層復產措施，預計油井有效開井數(shù)達到14口，結合所計算出的合理注采井數(shù)比1：2.6，計算出為了滿足注水開發(fā)需要，斷塊水井開井數(shù)達到5口，其中北部3口，南部2口。北部正注1口，復注2口；南部正注1口，轉注1口。

3 實施效果分析及效益評價

經過一系列有效的措施挖潛和精細注水，斷塊各個指標均有所上升，斷塊油井開井數(shù)由16上升至19，有效開井數(shù)由6口上升至14口。水井開井數(shù)由2口上升至5口，斷塊日注水量從40方上升至90方。水驅動用程度增加43.2%增加到67.3%，水驅控制程度由49.1%上升到69.7%，增加水驅控制儲量40萬噸。而斷塊日產油從20t上升至最高72t，目前穩(wěn)定在40t，斷塊年產油實現(xiàn)了翻番。

4 成果技術創(chuàng)新點

（1）注水方式由傳統(tǒng)面積注水向分區(qū)域靈活注水轉變，提高水驅控制程度，實現(xiàn)有效注水。

（2)分注方式由全井段分注向主力層位細分注水轉變。提高主力油層水驅動用程度，改善開發(fā)效果。

（3）按砂體分層配注，在保證注采平衡的條件下，通過調整配注強度，控制地層出砂。

5 結語

（1）復雜斷塊油藏是由類型不一、形態(tài)各異、相對獨立的小斷塊油藏組成，因此開發(fā)的策略必須因塊而異，甚至因井組而異，加以區(qū)別對待。

（2）調整的成功與否取決于剩余油分布的正確認識和較高的油藏壓力，所以如何注好水、注夠水、有效注水是本次調整的工作重點。

范興超（1992-），男，2014年7月畢業(yè)于哈爾濱石油學院石油工程專業(yè)，學士學位，現(xiàn)就職于遼河油田分公司曙光采油廠采油作業(yè)七區(qū)。