采一開發(fā)后期存在的主要問題及潛力分析

王麗霞

摘 要：采油作業(yè)一區(qū)管理著稀稠油斷塊21個，含油面積31.27km2，地質儲量8226×104t。自1979年起陸續(xù)投入開發(fā)，到1994年以后進入高含水期，目前已處于特高含水期采油階段，綜合含水92%，稀油采出程度高達34.70%，稠油采出程度20.51%，大部分主力區(qū)塊已進入開發(fā)后期，開發(fā)矛盾日漸突出。本文重點分析了作業(yè)區(qū)目前開發(fā)存在的主要問題，并針對目前的問題提出一些認識及潛力分析，確定了作業(yè)區(qū)下步工作的主要方向，為改善我區(qū)的開發(fā)效果提供了依據(jù)。

關鍵詞：開發(fā)后期 水驅效果 采液速度 汽竄

1.概況

采油作業(yè)一區(qū)工區(qū)面積31.27km2，地質儲量8226×104t。稀油區(qū)塊03年以前由于受到周期注水效果變差和地層壓力下降的影響，導致區(qū)塊遞減率上升。03年以后由于錦612大投產(chǎn)和錦98塊整體復產(chǎn)，還有錦16興大規(guī)模的注水調整和錦99杜大規(guī)模的轉注工作，使得稀油產(chǎn)量保持了相對的穩(wěn)定，稀油區(qū)塊的遞減趨勢也得到了有效的控制；稠油區(qū)塊遞減率02-06年呈逐年上升的趨勢，主要是稠油區(qū)塊沒有新的產(chǎn)量接替，老區(qū)塊的地層壓力越來越低，措施和熱采效果也越來越差。2006年在錦16于南部區(qū)塊利用水平井實施薄層稠油的二次開發(fā)之后，07年綜合遞減才得到有效控制，07年錦612興實施規(guī)模投產(chǎn)也是08年綜合遞減保持穩(wěn)定的最主要原因。

截止2018年2月，我區(qū)共有油井總井629口，開井388口，日產(chǎn)液11451t/d，日產(chǎn)油881t/d，含水91.1%，采出程度31.01%，采油速度0.45%。

2.目前存在的主要問題

作業(yè)區(qū)標定采收率35.4%，目前采出程度31.01%，根據(jù)作業(yè)區(qū)目前的主要開發(fā)指標來看，目前已處于開發(fā)后期。稀油主力注水區(qū)塊經(jīng)過30多年的注水開發(fā)，層間矛盾突出，高滲層高含水，低滲層供液差。小斷塊及低滲區(qū)塊吸水能力差，改善難度大，區(qū)塊開發(fā)效果差。稠油主力區(qū)塊已處于吞吐開發(fā)末期，地層虧空大，汽竄現(xiàn)象越來越嚴重。

2.1注采井網(wǎng)不完善，且地層吸水能力變差，水驅效果差

地層吸水能力差，部分水井及部分層段達不到配注要求，水驅效果變差，造成對應油井供液差。通過對2007年分層測試統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)有6口井6層兩次分層測試都顯示欠注或不吸水，有34口井38層一次分層測試顯示不吸水。2008年分層測試統(tǒng)計有25口井26層欠注或不吸水，其中有3口井3層兩次顯示欠注，22口井23層一次顯示欠注。這部分層段由于不吸水動用程度差，挖掘潛力比較大，這將是下步增注挖潛的方向。

2.2井況差嚴重制約區(qū)塊挖潛

目前作業(yè)區(qū)油井614口，開井338口，油井利用率僅55.0%。其中因井況原因導致停產(chǎn)的有67口，帶病生產(chǎn)的油井73口，占開井數(shù)的21.6%；水井160口，開井105口，水井利用率僅65.6%。其中因井況原因導致停注的有16口，帶病生產(chǎn)的水井9口，占開井數(shù)的8.6%。在油田高含水開發(fā)的中后期，如此低的油水井利用率很不利于油田開發(fā)效果，且井況差嚴重制約了作業(yè)區(qū)的油水井的措施挖潛。

2.3稀油區(qū)塊采液速度低

含水隨著采出程度的增加而上升是水驅油田的客觀規(guī)律，只有在采液量增長速度大于含水上升速度的情況下原油產(chǎn)量才能上升或穩(wěn)定。在保持最大排液量的情況下，產(chǎn)油量隨含水的上升而下降；在產(chǎn)液量逐年下降、含水逐年上升的情況下，年產(chǎn)油量必然加速遞減。

3.開發(fā)后期的潛力分析

3.1調整注水的潛力

加強稀油區(qū)塊剩余油分布規(guī)律的研究，對部分剩余油相對富集的井區(qū)可繼續(xù)進行局部調整，通過部署新井和油井轉注工作，完善平面上的注采井網(wǎng)，繼續(xù)調整區(qū)塊平面上的產(chǎn)液結構，改變液流方向，從而改善驅油效果。

3.2停產(chǎn)井復產(chǎn)的潛力

部分停產(chǎn)井當初因供液差或高含水停產(chǎn)，井況沒有問題，地層中流體經(jīng)過一段時間的重新運移之后，油水關系已發(fā)生變化，且經(jīng)過不斷的注水調整工作之后，這些井已具有一定的復產(chǎn)潛力。可直接復產(chǎn)的分為一類井，需措施復產(chǎn)的分為二類井，主要集中在小斷塊的挖潛。

3.3改善注水后整體提液的潛力

主力注水區(qū)塊錦16興注采系統(tǒng)經(jīng)過多年的調整，目前已趨于完善，雖然錦16化學驅對老井井網(wǎng)有一定的影響，但是通過地質注水調整和高壓增注等手段，可以改善

目前區(qū)塊的注水形勢，在此基礎上選擇高含水、低液量油井增排，有望獲得提液增油，提高采出程度的效果。而且在稀油區(qū)塊開發(fā)的特高含水期，通過提高單井液量是達到區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)的普遍做法，因此具有相當大的潛力空間。

3.4新工藝技術實施的潛力

2016年在歡17興塊錦8-31-292側井實施大劑量調剖技術的成功給老區(qū)稠油的開發(fā)注入新的活力，由于該項技術投資成本高，在措施選井上要認真分析單井或井區(qū)的剩余油潛力，為大規(guī)模實施該項技術提供可靠的資料。

2016年經(jīng)過改進后的投球選注技術在我區(qū)進行了一系列的探索性試驗，雖然實施的時間較短，但已取得了明顯的增油效果，下一步將跟蹤好這些試驗井的生產(chǎn)情況，摸索出改項技術在我區(qū)的選井條件，改善老區(qū)稠油的熱采效果。

4.下步挖潛方向

4.1做好稀油區(qū)塊的注水調整工作，加強注水管理。

作業(yè)區(qū)將實施新的配注方案，認真落實并及時反應油水井組的動態(tài)變化情況。加強地面的注水管理，保障增注泵的正常運行。建立注水井水質臺帳，跟蹤注水區(qū)塊水質情況，保證水驅效果。加強加鹽站的注水管理，專人負責跟蹤，保證區(qū)塊注入水的礦化度。

4.2認真執(zhí)行三大生產(chǎn)預案。

邊遠長停井復產(chǎn)增產(chǎn)預案、老區(qū)油井管理挖潛增產(chǎn)預案和天然氣挖潛增氣預案

4.3繼續(xù)加大稠化油堵水工作力度。

稠化油堵水技術為一項短平快的堵水增產(chǎn)措施，一直在我區(qū)應用效果較好，是我區(qū)主要上產(chǎn)措施，在限產(chǎn)控成本的嚴峻形勢下，2018年要繼續(xù)加大稠化油堵水的力度，計劃實施稠化油堵水50井次，預計單井日增油2噸。

4.4做好新工藝地質措施的效果評價。

4.5加強水平井及重點井的生產(chǎn)管理，保證油井產(chǎn)量平穩(wěn)。

4.6加強動態(tài)監(jiān)測資料的錄取工作。

做好重點區(qū)塊重點井的動態(tài)監(jiān)測資料錄取工作，特別是錦16化學驅油水井的液量、含水、液面及壓力資料。結合化學驅項目部及時對注采井組進行分析，并調整油井生產(chǎn)參數(shù)。