提高“三率”指标改善整装油藏后续水驱开发效果的研究

[摘 要]孤东油田某单元目前属注聚后水驱开发，已进入特高含水开发阶段，针对目前单元局部井网不完善，地层能量不足，油井低液低效；水井问题多，分注率和层段合格率较低，导致层间注采不平衡，自然递减大的问题，通过强化水井分注和测试问题井治理，提升“三率”，同时强化低能量、低采出程度井区和层段的注采，弱化高能量、高采出程度、高含水井区和井层的注采，缓解层间矛盾，达到稳含水、控递减的目的，改善水驱开发效果。

[关键词]注采对应率；层段合格率；分注率；层间矛盾；整装

中图分类号：TE341 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）06-0045-01

1、基本概况

七区中Ng3～6单元构造相对简缓，地层倾角1-2o，呈一单斜形状。南部以馆上段4、6砂层组为主，纵向上叠加程度差，发育零散。中北部以馆5为主，主力油层52-55层厚度大，分布广。馆4：主要发育43、44、45三个小层，油层分布于南部，以条带和土豆砂体为主，有效厚度4.9米，地质储量254万吨；馆5：主要含油砂层组，NG52-55油层发育连片，厚度大，平均有效厚度7.1米，地质储量1832万吨；馆6：主要发育NGS616263层，主要发育南部，以土豆和条带为主，平均有效厚度3.8米，地质储量569万吨。

油层非均质性严重，渗透率级差4.3，地质储量2797万吨，以馆5-6为主，其中主力层52-55层1832万吨，占总储量的65.5%。平均地面原油粘度1296mPa.s，地下原油粘度67.8mPa.s。平面上，由西南至东北略呈增高趋势，与构造线基本一致，东部属于稠油环。

2、存在问题

1）注采对应率较高，局部井网不完善

注采对应率和两向对应均较高，目前井层注采对应率94.1，厚度对应率95.6%，两向以上井层对应率70.7%，厚度对应率72.9%。但7个井区受套变事故井影响不完善。

2）主力层层间、平面有一定差异

从层间采出状况来看：主力层采出程度较高（43.0%以上），层间存在一定差异，但差异不大（1%-3%）。非主力层发育零散，采出程度在33.0%左右，地质储量仅占选区储量的8.1%，对整个选区影响较小。

从能量状况来看：选区压降-0.8Mpa，保持较好。主力层地层压力均较高，52+3层压力最高，压降-0.9Mpa，54、55层在-0.5Mpa左右，相差0.4Mpa，差异不大。

从吸水状况来看：注聚期间，相对均匀；转后续水驱后，层间矛盾较注聚前有加剧的趋势。52+3层注水量较高，54和55层略差。

从平面上来看平面压力场不均衡，局部及砂体边部压力较低。主力层主河道中心区域采出程度较高，在45%以上，注水倍数大于3.0，砂体边部及稠油环区域采出程度相对较低，小于40%，注水倍数小于2.0。

3）水井问题多，分注率和层段合格率较低

2012年以来随着东三污水质改造完成，加大了水井治理力度，并取得一定的效果，选区治理水井43井次，对应油井66口，井组增油15吨。虽然取得一定的效果，但受沿程水质变差等多重因素影响，导致目前水井的问题较多。

从分注率来看：选区总井58口，其中套变井36口，占总井比例62.1%，其中单层注水井24口（套变井17口），已分注井14口（套变井5口），笼统注水井20口（套变井14口），分注率65.5%，分层注水井分注率24.1%。套变事故是影响水井分注率低的主要原因。

从细分潜力来看：24口单层注水井层内夹层上下段渗透率级差小于2的有5口井，但投产初期均已射开，层内细分的难度大，下步在更新水井上考虑层内细分。已分注14口井，层间物性差异大的有4口井，1口井吸水剖面显示层段内吸水差异小，1口井套变无法再细分，下步可进一步细分的有2口井。20口笼统注水井进行分类，根据作业验套、多臂井径测井、吸水剖面和储层物性。下步实施细分14口，其中通过更新侧钻细分2口，套损井治理细分6口，无事故直接细分6口。

从分注井层段合格率来看，目前14口分注井总层段28层，测试合格层段16口，层段合格率57.1%，不合层层段主要为遇阻和漏失等不清层。

3、主要做法

调整思路主要围绕“三率”为中心，以井网完善、精细注采管理为基础，开展“一小层一层段”的细分注水，实现主力层差异性注采，挖潜特高含水开发后期层间潜力：

1）对层段差异大的细分井实施进一步细分：

对多层分注井统计分析，分为已细分到位和可进一步细分两类，其中已细分到位的水井，以提高细分井的层段合格率为原则整治；满足细分条件的分注井，以强化细分力度，减缓层间矛盾为原则整治。

2）对无套变笼统注水井直接实施细分：

对无套变事故、满足细分条件的多层合注井，直接实施细分注水，提高分注率。

3）对轻微套变井变形实施治理或采用小直径分层注水工具分注：

对有轻微套变事故、满足细分条件的笼统合注井，对轻微套弯、套漏及轻微套缩井实施治理或采用小直径注水工具，进行细分注水。

4）通过事故水井简化层段、更新、侧钻等措施，减缓层间矛盾：

对套变事故严重、层间注采差异大无法细分的笼统注水井，通过简化层段、邻井侧钻及更新替代等措施，强化弱注入层，提高低能量层能量。

5）问题水井治理：

问题水井治理，主要以测试问题井为主，计划治理测试问题水井6口，提高分注水井的层段合格率。

6）分层配产配注：

总体考虑动液面较深，保持1.1注采比，层间上弱化NG52+3注水，强化NG5455层和非主力层注水量。局部井点上主要是加强低采出程度、低注入倍数、低注采比井区和小层的注水量。

4、调整的效果

本项目在2014年7月开始实施，累计实施工作量18井次（细分注水8口、测试问题井治理11井次、防砂提液4井次、低效井治理4井次）。其中细分注水8口，强化非主力层注水，日注水平提高350m3/d；治理测试问题井11井次，改善注采井区11个。同时，水井调配47井次，主力层连片发育砂体日注水平提高1070 m3/d。2014年9月开始见效，动液面590m，综合含水97.2%，采油速度0.47%，自然递减5.17%，到2014年10月综合含水一直稳定在97.2%，采油速度0.48%，自然递减5.05%，分注井分注率提高23.4%，两向及以上注采对应率提高2.1%，层段合格率提高20.2%，注采比1.15，水驱控制程度提高6.0%，自然递减5.8%。单元开发效果大幅改善。

5、结论

（1）剩余油是普遍分布，局部富集的，通过精细油藏描述工作的开展，可以有效的进行剩余油富集区的发现及挖潜。

（2）分注率的提高，对缓解层间矛盾，改善注采关系有较大意义；层段合格率及注采对应率的提高对注入、采出，平衡地层能量，提高低能量井区注采、降低高能量井区注采效果很好。

（3）提高“三率”指标（分注率、层段合格率及注采对应率）对水驱单元剩余油挖潜及控制自然递减，效果颇佳。

参考文献

[1] 姜汉桥，等.油藏工程原理与方法[M].中国石油大学出版社.2006.

[2] 韩大匡.关于高含水油田二次开发理念、对策和技术路线的探讨[J].石油勘探与开发.2006，12（04）：102-104.

[3] 才汝成，等.油气藏工程方法与应用[M].石油工业出版社，2002.

[4] 窦之林，等.孤东油田储层研究与开发[M].石油工业出版社，1998.

[5] 李忆园.水驱开发指标变化规律及控制因素研究[J].东北石油大学学报.010，14（07）：105-109.

[6] 孙娜.低渗透油藏水驱开发效果综合评价方法研究与应用[J].特种油气藏.012，18（05）：124-128.