利津油田利8块高含水期综合治理增产效果分析

[摘 要]利8断块位于利津油田店子背斜构造的北翼，是一个被断层复杂化的中高渗透、低粘度、强亲水的层状砂岩构造断块油藏。治理前断块综合含水达93%，处于高含水期。由于动态井网不完善，水井细分程度低，“三率”指标差。以剖析利8块存在的问题为立足点，分析产生原因，明确断块潜力，制定工作规划，通过在现有井网基础上进行平面注采完善，配套改进注水工程工艺，应用测调一体化技术，多级细分均衡水驱，提高“三率”，控制递减，改善油藏开发效果，提高采收率，实现稳产增产。

[关键词]高含水期 分注率 注采对应率 层段合格率 采收率

中图分类号：E12.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）11-0323-01

利8块位于利津凹陷的北坡，地处利津县城西部，利津油田南部，主要含油层系为沙二段。含油面积3.5km2，探明地质储量261×104t，可采储量134×104t。该块经过近30年的开发，由于边水的推进和底水锥进，含水上升较快，部分高含水井关井，导致产量下降，开发效果变差。

2014年以来，针对利8断块开发状况及存在问题，对利8块实施了特高含水期精细分注、均衡注采、改善水驱动用，提高三率工作。在现有井网基础上进行平面注采完善，配套改进注水工程工艺，应用测调一体化技术，多级细分均衡水驱，提高“三率”，控制递减，改善油藏开发效果，提高采收率，实现稳产增产。主要做法：

一、层系细分，优化重组，充分提高层间动用

利8块主力层3组物性好，动用充分，造成水淹严重；非主力层1-2组物性差，油井动用程度低，水淹较弱。针对层间差异大、层间矛盾突出的问题，对利8块实施层系细分开采。非主力层1-2组水淹弱、动用低，实施强化注水，挖掘潜力；主力层3-4组采出程度高、水淹严重，采用大井距、高液量开发。通过实施层系细分工作，充分提高层间动用，挖掘层间潜力。

二、完善井网，多向驱替，提高注采对应率

通过平面和纵向注采完善，水井细分重组工作，提高注采对应率。

1、平面注采完善，提高多向注采对应率

在注采不完善区，通过采取油井转注、扶停，完善平面注采，提高多向对应，实现多向驱替。

（1）完善动态注采井网，提高多向注采对应。针对局部注采井网不完善井区实施油井转注，完善注采关系，由单向连通变多向连通，提高了多向注采对应率。在注采井网不完善井区实施油井转注2井次，初增注137m3/d，增加注水层16层39.8m，注水层段6段。对应5口油井有6层9.3m，由只采不注转变为注水受效，有3层6.5m由单向变为双向受效，注采对应率由73.2%提高至82.5%。转注后，对应油井初增油2.4t/d，累计增油299t。多向注采对应率提高，改善了井组生产效果。

（2）优化油水井扶停，调整井区流线。由于部分井、层物性好、吸水能力强，油水井间形成水相高渗通道，导致部分井水淹严重后改层或停产，造成对应注水层无效注水，局部注采对应率也随之降低。为了改善注水状况，提高有效注水和注采对应率，优选有潜力的停产井扶停。实施油井扶停2井次，增加注水多向受效井层3层9.1m，增加单向注水受效井层5层6.8m，两口井累计增油997t。水井利14-12井的S226为主力注水层，由于对应油井利14-13井高含水封卡后，因无对应生产井而一直无效注水。利14-10井扶停后生产S213-26层，消除了S226层的无效注水且提高了注采对应率。油井扶停后，合理调整各层配注，注水受效良好，能量回升，产量增加。而且油井扶停后，随着注水受效方向的调整，与扶停井同井组注水受效的相邻油井也呈现出不同程度的含水降低产量上升趋势，邻井2井含水由50.5%降至45.6%，日增油2.6t/d，累计增油327t。油井扶停后，改变了井区平面流线方向，改善了水驱状况，井组生产形势变好。

（3）转换平面流场，调整水驱方向：在边部井网控制差井区实施井网完善工作，实施侧钻井一口，恢复动用储量17.4×104t。投产新井3口，增加动用地质储量43.5×104t。4口井初产油12.5t/d，累计产油3142t。注水受效层段单向增加10层16.2m，双向增加5层10.9m。井组出现含水下降产量上升趋势，日增油2.7t/d，综合含水降低1.3%。井网完善后，生产井点增加，平面上分散了注水流线，平面流场重新分布；调整了吸水强度，使水驱状况更加均衡合理。

2、调整纵向注水层段，提高层间注采对应

在注采对应差区域，通过实施水井补孔细分和油井补孔，进行纵向上的注采完善，提高注采对应，加强有效驱替。

（1）水井井层完善，提高纵向注采对应。由于部分水井射孔程度低，对应油井部分生产层无注水对应，低能低产，生产效果差。为了提高注采对应，加强水驱动用，提高生产水平，对水井实施了补孔细分。水井实施补孔细分3井次，细分为三级四段1井，两级三段3井，纵向上完善3层8.4m，增加注采对应油井层数12层21.2m，只采不注和单向对应层减少25.8%，多向对应层增加21.2%。对应油井初增油3.9t/d，累增油497t。利14-斜17井投产后无注水对应，利89补孔后2段分3段，利14-斜17井见到效果，动液面略有回升，初增油0.4t/d，累增油49t，减少了只采不注层。井层完善提高了注采对应率，改善了生产效果。

（2）油井井层完善，增加有效驱替。在油井井层完善上，选取水井有注水而油井未射开有生产潜力的井层补孔完善，同时在补孔井层的选择上，依据同层不同井区生产情况，选取了电阻偏低解释水淹高的层补孔试采，对补低阻层潜力再认识。实施油井补孔3井次，油井补孔后初增油10.2t/d，累增油5948t。有效注水量增加，有效驱替增强，并且对应水井注水水线单向变多向，流线分散，注水平面上趋于均衡。

三、实施效果及认识

1、实施效果

提三率工作实施后，利8块开发形势变好，开发指标提升。实施后注采对应率（厚度）由实施前的73.2%上升至目前的96.6%，分注率由实施前的75%提高至100%，分注层段数有效增加。层段合格率由实施前的合格层7层，合格率53.8提高至合格层26层，层段合格率89.7%。自然递减由调整前的13.8%控制到8.9%。年产油量上升，经济效益变好，由负盈利实现正盈利。

2、认识

（1）提三率工作实施后，利8断块开发效果得到改善，开发水平得以提高，说明提升三率是中高渗油藏改善开发效果的有效手段。

（2）通过细分注水，层间矛盾得到缓解，自然递减控制在较高水平，说明在高含水期剩余油仍是普遍分布的，各层的潜力仍然没有动用完全。

（3）通过水井多层测调的成功，说明目前的分层注水测调技术较成熟，能够满足油藏的需要，对同类型高含水单元的开发模式提供了借鉴。