多種方式組合開發(fā)，改善油藏開發(fā)效果

吳玲玉

摘要：X斷塊包括A塊、B塊和C塊等3個次級斷塊，動用含油面積9.8km2，石油地質(zhì)儲量1145×104t，可采儲量138.2×104t，標(biāo)定采收率13%，自1988年投入開發(fā)以來，受區(qū)塊出砂嚴(yán)重，原油物性差等因素影響，區(qū)塊自然遞減率居高不下，2019年自然遞減率高達(dá)21.81%，2020年以來，通過多種方式組合開發(fā)，區(qū)塊自然遞減率下降至-19.5%，綜合遞減率下降至-35.5%，開發(fā)效果得到改善。

關(guān)鍵詞：油井產(chǎn)量;油藏開發(fā);壓裂工藝

1.概況

X斷塊是依附于**斷層的斷裂半背斜構(gòu)造，主要含油目的層位于S32段Ⅰ～Ⅲ砂巖組，油層埋深1700m～1800m。

區(qū)塊平均孔隙度為19.8%，平均滲透率為222.2×10-3μm2，屬中孔中滲儲層，其中中部區(qū)域儲層物性明顯好于北部、南部區(qū)域，C塊儲層物性略好于A塊和B塊。具有統(tǒng)一油水界面在1770-1790m之間。

區(qū)塊地層原油性質(zhì)較差，屬于普通稠油，平均地面原油密度0.9609g/cm3，粘度503.3mPas（50C）。

2.存在問題

一是地層能量不足，油井產(chǎn)量下降塊

A塊原始地層壓力為18.42MPa，目前北部區(qū)域地層壓力為14.78MPa，因地層能量得不到有效補(bǔ)充，產(chǎn)量下降快，日產(chǎn)液由170.5t下降至97.9t，日產(chǎn)油由60.3t下降至36.4t，動液面由1241m下降至1498m，急需補(bǔ)充地層能量，

二是地層出砂嚴(yán)重，注采井網(wǎng)不完善

A塊儲層膠結(jié)疏松，尤其經(jīng)歷兩輪次常規(guī)蒸汽吞吐后，出砂問題突顯，區(qū)塊共投產(chǎn)油井129口，其中受出砂影響27口，平均單井出砂量1.0m3，影響日產(chǎn)油36t，導(dǎo)致5個井組注采井網(wǎng)完善。

三是儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，縱向及平面矛盾突出

A塊儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，變異系數(shù)為0.3-1.07，級差在2.25-260.1之間，縱向上注入水沿儲層滲透率較好的底部突進(jìn)，導(dǎo)致對應(yīng)油井水淹嚴(yán)重，目前3個井組對應(yīng)3口油井含水上升，綜合含水由78.6%上升至91.5%，影響日產(chǎn)油9.0t，水驅(qū)儲量動用程度為81.5%;平面上注水方向性強(qiáng)，優(yōu)勢水流通道已經(jīng)形成，注水波及范圍小，目前4個井組對應(yīng)5口油井低壓低產(chǎn)，單井日產(chǎn)液3.6t，日產(chǎn)油1.2t，影響日產(chǎn)油12.0t，水驅(qū)儲量控制程度僅為67.6%。

3.主要工作

3.1優(yōu)化壓裂工藝，提高新井生產(chǎn)能力

A塊北部含油面積1.18km2，石油地質(zhì)儲量332×104t，原油粘度503.3mpa.s，平均孔隙度13.4%，滲透率33.9mD。區(qū)域共有油水井27口，受油稠及井況影響，基本處于停產(chǎn)狀態(tài)，區(qū)域采出程度僅為6.0%，嚴(yán)重制約了區(qū)塊開發(fā)效果。

2019年重新對該區(qū)域開展精細(xì)地質(zhì)研究，按照100*140m熱采井網(wǎng)部署產(chǎn)能井42口，年內(nèi)實(shí)施19口，實(shí)施常規(guī)滑溜水+胍膠壓裂，摩阻小，排量大（8-12m3），更有利于對地層造縫;且壓裂液為479m3胍膠+625m3滑溜水，滑溜水可有效補(bǔ)充地層能量，彌補(bǔ)區(qū)塊天然能量不足缺陷，初期日產(chǎn)液375.2t，日產(chǎn)油73.6t投產(chǎn)效果較好。

3.2轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，實(shí)現(xiàn)老區(qū)儲量有效動用

為實(shí)現(xiàn)A塊北部332×104t儲量有效動用，兩個區(qū)塊先后開展超臨界及常規(guī)蒸汽吞吐21井次（常規(guī)3井次），階段累注汽42290t，日產(chǎn)液由86.4t上升至343.0t，日產(chǎn)油由32.4t上升至116.4t，目前日產(chǎn)油50.5t，階段累增油17432t，階段油汽比0.41。

3.2強(qiáng)化精細(xì)注水，有效改善開發(fā)效果

A塊以多種注水方式調(diào)整為手段，開展“完善注采井網(wǎng)、精細(xì)調(diào)整注水、測試指導(dǎo)注水”三項(xiàng)工作。區(qū)塊開發(fā)水平得到有效提高，水驅(qū)儲量控制程度由81.0%上升至81.5%，水驅(qū)儲量動用程度由67.3%上升至67.6%;當(dāng)年新增注水見效9個井組13口油井，日產(chǎn)油由35.4t上升至65.2t，綜合含水由87.1%下降至79.9%，年增油3937t。

一是完善注采井網(wǎng)，提高水驅(qū)儲量控制程度

針對A塊南部因井下事故原因?qū)е氯齻€注采井組“有注無采”，無效注水較為嚴(yán)重的問題，年內(nèi)通過落實(shí)老井復(fù)產(chǎn)潛能、井間剩余油分布規(guī)律，實(shí)施油井大修1口，換井底1口，側(cè)鉆4口，水平井壓裂1口，水井轉(zhuǎn)采1口，實(shí)施后初期日產(chǎn)液39.9t，日產(chǎn)油15.7t，含水60.7%，目前日產(chǎn)液54.0t，日產(chǎn)油11.4t，含水78.9%，階段累產(chǎn)油963t，水驅(qū)儲量控制程度由81.0%上升至81.5%，取得效果較好。

二是持續(xù)強(qiáng)化動態(tài)調(diào)配，控制含水上升速度

針對厚層塊狀油藏，層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)，注入水沿儲層滲透率較好的底部突進(jìn)，導(dǎo)致對應(yīng)油井水淹嚴(yán)重的問題。年內(nèi)根據(jù)油井生產(chǎn)動態(tài)變化提前做出動態(tài)判斷，優(yōu)化注采比，控制含水上升速度，階段實(shí)施動態(tài)調(diào)配11個井組17井次，實(shí)施后日注水由345m3下調(diào)至305m3，注采比由0.9下調(diào)至0.8;對應(yīng)6個井組10口油井，日產(chǎn)油由26.8t上升至49.3t，綜合含水由89.6%下降至82.0%，年增油3565t。

三是完善注采對應(yīng)關(guān)系，提高水驅(qū)儲量動用程度

區(qū)塊儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，層間矛盾突出，注入水沿儲層滲透率較好的單層突進(jìn)嚴(yán)重，年內(nèi)共實(shí)施吸水剖面測試10井次，根據(jù)測試結(jié)果發(fā)現(xiàn)強(qiáng)吸水層位19.4m/6層，為改善縱向矛盾突出的問題，同時結(jié)合目前油井生產(chǎn)動態(tài)分析，對存在高吸水層和注采不對應(yīng)的注水井實(shí)施補(bǔ)層完善1井次，投球調(diào)堵2井次，調(diào)剖2井次，實(shí)施后限制吸水層15.4m/5層，啟動新層12.4m/3層，水驅(qū)儲量動用程度由67.3%上升至67.6%。對應(yīng)2個井組的3口油井見到注水效果，日產(chǎn)油8.6t上升至15.9t，綜合含水由79.8%下降至68.9%，階段累增油372t。

4.總結(jié)

針對類似X斷塊存在原油粘度高，儲層物性差，地層能量低等問題的油藏，開展分區(qū)域治理，在北部區(qū)域以蒸汽吞吐開發(fā)為主、注水補(bǔ)能為輔，深度挖潛井間剩余油;在南部區(qū)域按照調(diào)驅(qū)注水開發(fā)，大修、側(cè)鉆完善注采井網(wǎng)的工作方式，夯實(shí)老井穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)，可有效實(shí)現(xiàn)稠油油田開發(fā)水平的整體提升。