特低渗透油藏开发效果分析及下步工作建议

【摘要】本文结合区块合理井网密度及井距的差异性分析，通过对桩74块开发效果进行研究，总结出一些结论对桩74块低渗透油藏持续稳产具有一定指导意义。

【关键词】特低渗 注水开发 合理井网密度 井距

1 基本情况

桩74块构造位于沾化凹陷东北部斜坡带上的五号桩油田中偏南部，整体上北、东、南三面受断层切割遮挡，构造总趋势北高南低，东西方向平缓。含油面积13.1Km2，探明II类石油地质储量1690万吨，动用储量1119万吨，可采储量113万吨，油藏中深3550m，孔隙度3.6-22.6%，平均为15.1%，渗透率0.07-46×10-3μm2，平均为6.4×10-3μm2，为中低孔、特低渗油藏。北区为常温常压系统，南区具有异常高压，压力系数1.5。

2 开发历程

桩74块自1982年投入试采，初期由于原油高含蜡、高凝固点以及压裂等各种工艺技术不过关等特点，无法正常试采。1990年该单元采用油层改造技术、热采工艺、防蜡工艺进行治理。1993-1998年，结合对五号桩油田现代应力场、桩74块储层五敏性及整体压裂技术，分别于1994、1996、1997年在充分论证开发方案的基础上，全面开展了新区产能建设工作，分别在桩74南、桩74北、桩74中累计建成16万吨的年生产能力，即该块于1997年实现了全面动用开发。2002年至今，进入产量递减阶段，主要开展了浅层水回注、精细过滤、小井距加密调整等综合治理工作。

3 开发效果评价

桩74块自1983年投入开发，自2005年起产量下降较快，截止2012年，主要开发指标变化为注水状况变差，地层压力下降，液量油量下降。

3.1 地层能量状况分析

边底水不活跃，自试采至今未见到边底水，目前地层总压降达28.1MPa，弹性产率为1985t/MPa。早期地层能量充足，油井采取大段合采，单井液量保持在18吨左右，但含水上升幅度较大，单井液量初期下降快，后期基本保持平稳。

3.2 储量动用状况分析

桩74块地质储量1690万吨，目前油水井主要集中在中部条带。平面上存在因注采井网不完善造成的储量动用程度低的区域。桩74块北、中、南3个区域，桩74中块的储量动用程度最低。纵向上桩74块共有5个砂层组，其中5砂组全区分布，且储层物性相对较好，储量动用程度高，目前达到7%以上，1砂组分布面积小，储层物性较差，采出程度仅2.2%。

3.3 注水状况分析

随着水井开井数的增加，年注水量呈稳中有升，地层扩散能力状况变差（2002年前注污水，之后注精细软化水），吸水能力呈下降趋势，单井日注逐年下降。桩74块目前注水井26口，开井21口，平均泵压37MPa，平均油压36MPa，单元日注水平195m3，平均单井11m3/d，从21口单井注入情况看，能满足配注要求的仅7口井，欠注井达14口，均为储层低渗欠注严重。桩74块老区井距过大，油层渗透率低、注水困难，油井受效情况差。在剩余油分布规律研究的基础上，合理规划注采井距，桩74块运用小井距注水开发技术在桩74北以及桩74中、桩74南部分井区实施注采井网的优化调整，注采井距从350-400米缩小到150-250米，目前已经取得初步开发效果。

图2 技术井距确定图版

建立桩74-s1、桩74-10-2、桩59、桩60、桩59-x20、桩59-x30井组，实施差异化开发。注水效果分析上一是通过实施差异化开发以来，小井距注水开发见到了不同的效果，桩74块递减趋势有了明显的减缓，单井液量有了一定的减缓。注采井距较大井区（350―450m），注水不见效，单井日液量下降幅度较大。二是水井近井地带由于注入水难以扩散，形成局部的高压区，注水启动压力逐步升高，启动压力梯度高，小井距比大井距注水扩散效果要明显，油井在不同程度见到效果。

桩74块目前小井距注水开发，从目前分析看尽管效果差异性较大，但比较弹性驱及大井距驱开发效果要好。通过对比桩74块各个小井距开发的效果，得出以下结论：一是原始含油饱和度和注水时机是影响小井距开发效果的主要因素；二是油藏渗透率、原始压力系数、孔隙度等因素对小井距开发效果影响很小；三是辫状水道是有利沉积相带。因此，小井距开发应立足于桩74南区。其中桩59井组“同步早期注水+优化压裂”，开发效果显著。该井组注采对应率100%。目前见效主要表现为在水质保障的情况下，水井超前注水、同步注水，对应油井配合压裂见显著效果。

建立合理的注采井距，实现注采平衡，是改善低渗油藏开发的关键，完善的注采井网是高效开发低渗油藏的核心。对低渗油藏而言，因储层物性差、天然能量弱，合理缩小注采井距，努力增加和恢复有效注水储量、提高水驱储量控制程度是一项长期工作。

4 存在问题及下步工作方向

一是储量动用程度低，动态注采井网不完善，水驱控制、水驱动用程度低。下步计划实施差异化开发、优化井网，继续开展多类型小井距注水开发。

二是注水井压力较高，吸水能力变差。通过实施周期注水，可以降低注水压力，关井半周期使得水井有一个泄压和压力扩散的过程，同时是区域上高低渗透层之间压力趋于平衡，从而可以降低注水压力，增加有效注水量，减缓水窜及突进现象。

三是重复压裂效果逐年下降，建议应用配套工艺措施提高油井产能。

四是油藏地质情况需要进一步落实，小井距注水开发需要进行系统评价。

参考文献

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[2] 陈普信，陈宗林，祁守文.深层低渗断块油田抽油技术的几个问题[J].断块油气田，1997（03）：48-50