改善胜坨油田二区沙二74―81单元开发效果的方法研究

摘 要：胜坨油田二区沙二74-81单元已经处于特高含水开发后期，在高含水、高采出程度的现状下单元存在层系局部井网不完善、注水井分注率低、层间干扰严重、平面及层间储量动用程度存在差异、注采流线不均衡等多个问题，针对目前存在问题，在矢量化井网调整的基础上，主要采取调整流线、恢复能量两项措施，以达到减缓含水上升和自然递减的效果，改善单元开发效果。

关键词：特高含水后期 矢量开发 注采调整

胜坨油田二区沙二74-81单元位于胜坨油田胜利村穹隆背斜构造西南翼，为三角洲前缘反韵律沉积的高孔高渗弱亲水砂岩油藏，单元构造简单，地层平缓，倾角2-5度，东北高、西及西南面变低与边水相连，含油面积呈扇形分布；内部构造简单，西北部发育两条小断层，封闭性较好；74-9小层以三角洲平原水下分流河道沉积为主，81层以三角洲前缘河口坝为主；储层以中细砂岩为主，平均孔隙度28%左右，储层渗透率变化范围0.05-12μm2。渗透率级差达7以上，非均质性严重。74、81两个主力层储量占总储量的88.8%；单元属于常温常压系统整装构造油藏。

一、开采现状及问题分析

胜二区沙二74-81单元1966年3月投入开发，自1990年至今，单元进入特高含水开发后期，随着长期的注水开发，由于套损严重及非均质性的影响，水驱动用状况的不均衡，开发效果变差。

1.单元井网有待进一步完善

随着单元开发时间的延长，受套损等多方面影响，单元井网存在一定程度的破坏，现井网存在的问题为：1）受套坏井停产等因素影响，部分井区无井控制，导致储量失控；2）油水井井距差别较大，井网完善程度低。现井网对储量的控制程度为96.7%，失控有潜力储量为31万吨。

2.注水井分注率低、层间干扰严重

单元层系吸水差异大，74层平均渗透率0.875μm2，平均厚度3.5m，每米吸水强度15.7m3，81层平均渗透率2.398μm2，平均厚度7.5m，每米吸水强度22.6m3，单元渗透率极差达7以上，非均质性严重。注水井分层流量及吸水剖面资料表明层间、韵律层间吸水状况差异大。单元目前水井56口，开水井数53井，开井率为94.6%，分注井26井，分注率仅为49.1%，分注率低，层间干扰严重。

3.平面及层间储量动用程度存在差异，注采流线不均衡

平面上单元主体部位、构造低部位地层能量好，高部位由于位于注水次流线部位，能量相对较差。受累采累注、注采现状及构造的影响，主体部位采液速度较大，东南部采液速度低。东南部井区平均单井日采液47.5方，采液速度仅为9.2%，主体部位平均单井日采液177.5方，含水高为97.97%。层间受沉积微相和构造位置的差异，非均质性严重，物性差异大。受油层厚度和渗透率的差异影响，7砂组和8砂组同样存在较大生产差异，74层平均单井日采液79.2方，采液速度为12.8%；81层平均单井日采液203.2方，电泵井占73.5%，采液速度为17.9%。

从采出程度看74层采出程度为41.6%，81层采出程度为46.5%，主体部位采出程度高达49.8%，东南部井区采出程度较低为30.7%。单元部分井区产液结构不均衡，导致注采流线不均衡，主流线方向形成大空道，油井含水较高。

二、优化调整的措施

自2010年起对单元实施矢量化井网部署方案，完善了单元的井网，后期在矢量化井网整体调整的基础上，进行了细分注水、调整流线、提高能量等多项注采调整工作。

1.矢量化井网调整

沙二74-81单元从2010年起实施大网连小网的矢量化井网调整，主要调整思路为：①将74、81层主体部位分两套井网部署，采取大井距（400-600米）、稀井网单采单注；②东南部采取小井距（300-400米）合采合注；③油水过渡带通过新井完善，提高储量动用程度。2010-2011年重点完善81层主体部位井网，2012-2013年重点完善东南部井网及油水过渡带失控储量。累计工作量62口，其中新油井22口，新水井21口，归位油井12口，归位水井7口。

2.细分层系注水

为解决注水的平面、层间的干扰问题，编制细分注水方案，即层间细分到小层，层内细分到韵律层注水，达到“262”分注标准（层段内小层数2个，层段内砂岩厚度6米，渗透率级差小于2），实现已动储量高效动用，未动储量充分动用。

在平面上，通过调整加强东南部、主体部位部分能量差井区及非主流线方向的注水；在层间里，通过细分注水加强含水较低、动用较差潜力小层、潜力韵律层注水，恢复地层能量。单元按照细分层系注水方案要求，实施水井分注16井、治理问题水井欠注水井9井。

3.调整注采流线

单元部分井区受采液强度、渗透率高低的差异，存在平面注采流线不均衡现象，导致采液强度大、渗透率高、油井与水井连通好的油井，形成油水井间大孔道，含水高、上升快，采液强度小、渗透率低、油井与水井连通性差的油井，为非主流线方向，能量差，开发效果差。

针对6个注采流线不均衡井组实施提、降液调整措施7井，初期日增液66.1方，日增油7.2吨，累计增油511.8吨，含水基本保持不变，改善了开发效果。

三、调整后效果综合评价

1.井网评价

矢量化井网调整后，储量控制程度由80.5%提高至96.7%；水驱控制程度由77.2%提高至91.9%，其中主力层74和81层水驱控制程度分别为94.9%和96.9%，储量控制状况较好。平面上小网井区储量控制程度高，分别为95.9%和97.4%。

2.注水状况及地层能量评价

通过水井细分层系。治理问题水井等工作，单元分注率由去年年底的47.3%上升至66.0%。注采对应率由91.2%上升至93.5%，单元有效注采比由0.91提高至0.98，注水层段合格率由78.9%提高至86.4%，地层能量得到有效回升30米。

四、结论及认识

1、对于开发时间长的老区油藏，应当优先考虑以剩余油分布为基础的井网恢复工作，在井网矢量化恢复的基础上，进一步进行注采调整工作；

2、依靠注采调整，优化注采结构，均衡注采流线，有效动用剩余油，以达到改善开发效果的目的；

3、有效注水、保持地层能量开发是水驱单元较好开发的基础，及时有效治理问题水井、欠注水井，增加单元有效注水量，提高注采比，恢复地能量。

参考文献：

[1]袁谋，孙梦茹，连经社.胜坨油田特高含水期开发技术.中国石化出版社.2004.

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[4]周涌沂，李阳，王端平.矢量井网改善平面非均质油藏水驱开发效果研究[J].岩土力学，2008，29（1）.