提高有效水量,实现砂岩油藏稳定开发

摘要 对于没有边底水能量的常规稠油砂岩油藏，油田水补充地层能量，实现油田可持续性开发显得非常重要。注水过程中，渗透率高，油层联通好的井容易产生单层突进，含水上升快。而渗透率低，油层联通较差的井得不到注入水补充能量，地层压力下降快，原油脱气严重，制约油井产量。特别是开发进入中后期，平面矛盾和层间矛盾比较突出，产量递减加大。本文提出了强化水井专项治理，提高有效水量，减缓油井水淹的速度，保持油藏的地层能量，使沙岩油藏能持续稳定开发。

关键词 有效水量；平面矛盾；层间矛盾；层段合格率；渗透率

中图分类号TE3 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）46-0075-02

0引言

滨8-3块位于平方王油田穹隆背斜构造中部,为低渗透常压具有气顶的穹隆背斜构造岩性油气藏。该块1971年投入开发，已有40年的开发历史，区块采出程度55.6%，综合含水达到91.3%，油井产量较低，针对区块不能持续稳定发展的现象，我们积极分析其特殊的构造位置及岩性特征，强化提高有效水量，合理驱油，来解决这一难题。

1 区块基本概况

1.1 区块地质概况

滨8-3块位于平方王油田穹隆背斜构造中部,为低渗透常压具有气顶的穹隆背斜构造多层薄层状砂岩油气藏。有统一的油气界面（-1 510m）和油水界面（-1 560m）。

1.1.1油层分布情况

滨8-3块沙四中储层比较发育。储层厚度60.6m~85.6m，平均单井15.6层68.9m。平面上，中心部位较厚，滨4-5-52井区达85.6m以上，在滨4-5-2井处仅为59.6m。砂层和油砂层发育，厚度较大。含油气井段长达150m，其中含气高度100m，含油高度50m。第1砂层组为较大的原生气顶，主力油层在2、3砂层组，全区分布。4砂层组只在中部局部分布。

1.1.2 储层物性

滨8-3块物性较差，渗透率低，非均质严重。平均孔隙度22％，空气渗透率69×10-3um2，灰质胶结，胶结物中碳酸盐含量12%~23%，泥质含量14。26%，含油饱和度62.6%。

渗透率在平面上的变化较大。2砂层组渗透率为0.074µm2，3砂层组渗透率为0.089µm2 。总的是在剥蚀区的中部部位渗透率较高（滨4-3-7井渗透率为0.081µm2），四周较低，最低渗透率为0.019µm2（滨4-5-7井）。

1.2 区块开发历程

该块于1971年9月投入开发，投产采用330m~360m井距的三角形面积井网。弹性开采阶段：（1971年9月至1975年11月），地层压力下降快，产能低，由于没有全面注水，压裂后产能普遍递减。

1.3 开采现状

截止到2010年底，该块共投产油井45口，开井29口，日产液642，日产油56t，综合含水91.3%采油速度0.46％。投产水井25口，开井11口，日注水量641方/天，月注采比0.98。总体处于低产能，低采油速度，高采出程度，高含水开发阶段。

2 油藏开发状态评价

2.1 水驱状况评价

1）停产停注井多，注采井网不完善

8-3块油井投产45口，实际开井29口，统计16口停产井主要是高含水。水井25口，实际开井11口，停注井14口，其中2口套管有问题带病笼统注水，注采井网不完善。

2）井网控制程度较差，水驱储量损失大

2组水驱控制程度：98.2% 下降到68%，水驱动用程度：91.2%下降到66.5%（损失水驱动用储量82万吨）。3组水驱控制程度：98.2% 下降到90.4%，损失控水驱储量26万吨，水驱动用程度：97.5%下降到90.1%（失控动用储量20万t）

3）注采井网不完善导致井组产量下降

4）注采井网不完善,注采比低

2.2储量动用状况评价

滨8-3块射开油层较多，各油层的性质差异较大，高渗透厚层水淹严重。中低渗透层、小薄层无法充分发挥产油能力和注水能力，层间干扰严重。

2.3 能量保持状况评价

滨8-3块地层压力11.5MPa，压降4.1MPa，能量保持水平73.7％。现有抽油机井29口，油藏中深1 540m，平均动液面571m，平均沉没度568m，能量利用程度偏低。

2.4分层注水状况评价

滨8-3块开注11口，分注井9口，分注率为81.8%,测试率66.7% 。分层注水层段25层，合格率为48%，注水层段合格率较低。

3 治理对策及效果

3.1完善动态井网，提高注采对应率

在注采欠完善、地质储量动用差的区域完善井网，水井：转注： 2组4-5， 3组3-723 、 2-3组 6-5、5N4；大修：3N7；油井：扶停：2组4-61、5-52；3组：4-613、5-523注采对应率提高3%。通过滨8-3块加强注水井专项治理工作，共治理水井12口，其中分注井查换管4井次，大修3井次，转注4口，新投1口，有效注水量明显上升。

3.2 注水引效，挖掘层间潜力

3.2.1 高能区提液，增加产油

在注采较完善的高能区进行提液，对4-62、3-61等8口供液充足井进行了调参、下大泵等提液措施，日增油7.1t，累增油1733t。

3.2.2 封卡高含水层，缓解层间矛盾

滨4-2-71井硼中子测井解释成果表找出出水层位，封卡高含水层，实现控水增油。通过封卡2组，单采3组，油井含水由91.4%下降到38.2%，日增油3.1t/d。

3.3 应用新工艺 提高层段合格率

通过引进智能水嘴调节装置，和加强日常水井维护保养，定期洗井，减少测试遇阻和因道路、闸门等问题影响水井分层测试，提高测试率，使分层注水井测试率提高到66.7%，分层注水合格率提高到83.3%。

4 结论

1）针对老区套损井多井网不完善的问题，应提高油水井利用率和注采对应率，增加有效水驱波及面积，来最大程度提高采收率；

2）针对滨8-3平面水淹严重，应充分利用动静态资料，深入研究井区平面水淹规律，指导井区注采调整。比如在高能区提液，扶停、调整工作参数等来改善水驱效果；

3）针对滨8-3块层间矛盾仍较突出，应继续加强分层注水，提高分层注水层段合格率和中低渗层段的剩余油动用程度，来实现层间注采平衡。

参考文献

[1]张厚福，等.石油地质学[M].石油工业出版社，1999，9.

[2]李传亮.底水油藏开发[M].西南石油学院出版社，2002，2.