張玉梅

【摘要】本文針對(duì)位于歡西油田南端的錦99塊復(fù)雜稠油斷塊注水開發(fā)中后期暴露的各種開發(fā)矛盾，運(yùn)用動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)與靜態(tài)資料相結(jié)合的研究方法，精細(xì)地質(zhì)研究，深入剩余油分布認(rèn)識(shí)，借助于有針對(duì)性的配套技術(shù)對(duì)策，對(duì)區(qū)塊實(shí)施了綜合治理。全年措施共累積增油達(dá)8478t，提高區(qū)塊采油度0.06%，為區(qū)塊提高開發(fā)效果提供了重要參考價(jià)值，同時(shí)為同類稠油油藏注水中后期開發(fā)提供良好借鑒。

【關(guān)鍵詞】層間干攏 規(guī)模注汽 非主力油層 輪替采油 甲型水驅(qū)曲線

錦99塊杜家臺(tái)油層形成于復(fù)雜的區(qū)域構(gòu)造背景下，斷塊內(nèi)斷層較為發(fā)育，儲(chǔ)層變化大，油水關(guān)系復(fù)雜，原油性質(zhì)變化大。區(qū)塊自1983年全面轉(zhuǎn)入注水開發(fā)，到目前經(jīng)歷27年的開發(fā)，區(qū)塊采出程度已達(dá)24.42%，已采出可采儲(chǔ)量的91.26%。由于是注水開發(fā)稠油油藏，常規(guī)注水水驅(qū)效率低下，特別是開發(fā)進(jìn)入中后期，綜合含水已高達(dá)95%以上，受油品特殊性影響，各種開發(fā)矛盾日益加劇，嚴(yán)重制約區(qū)塊開采水平的提高。

1 油藏基本情況

錦99塊位于遼河斷陷盆地西部凹陷西斜坡的西南部。開發(fā)目的層為杜家臺(tái)油層，總體的構(gòu)造形態(tài)為北東走向的狹長(zhǎng)條帶狀不完整的背斜構(gòu)造。油層巖性為一套中細(xì)砂巖，砂礫巖與泥巖交互沉積。原油性質(zhì)較差，在地層條件下，原油密度為0.954mg/cm3，原油粘度229mPa·s。在50℃條件下脫氣原油粘度為333mPa·s，屬普通稠油。斷塊含油面積4.39km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1461×104t，標(biāo)定采收率26.9%。

2 注水開發(fā)中后期暴露的主要開發(fā)矛盾

2.1 地層原油流動(dòng)性差，單一注水開發(fā)模式采收率低

錦99塊杜家臺(tái)油層由于油水粘度比大（458），且原始地層溫度只有51℃，注水開發(fā)中單層突進(jìn)、層中指進(jìn)嚴(yán)重，油層動(dòng)用程度低。由于地層原油流動(dòng)性差，注水開發(fā)產(chǎn)量遞減快，驅(qū)油效率低。

2.2 措施效果逐年變差，挖潛難度較大

錦99塊從07年開始，新井及側(cè)鉆井的投入就很少，僅08年底，有兩口新井投產(chǎn)。并且隨著開發(fā)的深入老井的措施效果也逐年下降，2011年全年平均措施日增油僅9.8噸。

2.3 注水井段過長(zhǎng)，層間干擾嚴(yán)重

錦99塊（杜）39口注水井中正常注水共21口井，其中，全井段注水共19口井，平均注水厚度38.9m。受層間差異影響，注水井段過長(zhǎng)，使同一注水壓力下，很難保證各小層均達(dá)到配注要求，從而造成低滲層水驅(qū)效率低。

3 多元開發(fā)技術(shù)對(duì)策研究及實(shí)施效果分析

3.1 合理提高區(qū)塊采液速度，調(diào)整產(chǎn)液結(jié)構(gòu)技術(shù)

根據(jù)稠油注水開發(fā)中后期，高采液量高產(chǎn)出的特點(diǎn)，錦99塊綜合含水在92-95%時(shí)，合理采液速度應(yīng)為7.45%-8.11%，而目前采液速度僅為3.43%。2012年通過有效增排手段，提高區(qū)塊采液強(qiáng)度，利用大修、補(bǔ)層、堵水等手段復(fù)產(chǎn)長(zhǎng)停井，同時(shí)通過調(diào)參、換大泵、轉(zhuǎn)直驅(qū)螺桿泵等提液措施，日增加液量211t/d，累積增油2422t。

3.2 深入剩余油分布研究，縱向上油層挖潛技術(shù)

3.2.1 精細(xì)地層對(duì)比技術(shù)，試采杜Ⅱ水層獲得成功

通過研究發(fā)現(xiàn)，杜Ⅱ油層在全區(qū)內(nèi)廣泛發(fā)育，部分油井卻解釋為大段水層，通過錄井巖性分析發(fā)現(xiàn)，杜Ⅱ油層與杜Ⅰ油層發(fā)育完全相似，均為灰色—褐灰色的砂礫巖，且井壁取心表現(xiàn)為油浸—油斑，油層含油性較好。分析認(rèn)為是油層發(fā)育相對(duì)較差，造成解釋偏差。通過鄰井地層對(duì)比，優(yōu)先構(gòu)造有利部位，對(duì)杜Ⅱ油層實(shí)施試采，累積增油262噸。

3.2.2 應(yīng)用“四性”關(guān)系圖版二次測(cè)井解釋技術(shù)，實(shí)現(xiàn)非主力油層挖潛

儲(chǔ)層四性關(guān)系是指儲(chǔ)層的巖性、物性、電性和含油性之間的關(guān)系。油藏進(jìn)入中后期開采后，被解釋成水淹層的非主力油層逐漸被重新認(rèn)識(shí)。通過分析試采數(shù)據(jù)及其分布特征，將油層的電性標(biāo)準(zhǔn)定為：聲波時(shí)差A(yù)C>270us/m；電阻率Rt>16Ω·m，含油飽和度So>45%。2012年全區(qū)共實(shí)施非主力層補(bǔ)層措施7口井，累積增油1338t。

3.3 規(guī)模蒸汽吞吐結(jié)合有效注水技術(shù)

針對(duì)錦99塊油品的特殊性，通過采用注水與注汽相結(jié)合的組合式開采方式，利用濕蒸汽的高溫高壓對(duì)油井近井地帶進(jìn)行加熱，從而降低了油流阻力，吞吐熱量還可以疏通近井油流通道，提高注水波及效果。2012年選取中東部熱采完井油井實(shí)施注汽11井次，累積增油2049t。

3.4 區(qū)域細(xì)分層系、輪替采油技術(shù)試驗(yàn)。

區(qū)域細(xì)分層系、輪替采油是有目的的分階段開采一套層系，降低層間干擾，減少無效注水，并使其它動(dòng)用層系油水關(guān)系得到重新分布，地層能量得以恢復(fù)，實(shí)現(xiàn)層間間歇采油。

2012年9月，優(yōu)選錦2-15-002井組實(shí)施先期試驗(yàn)。根據(jù)井區(qū)中心井錦2-15-03C的碳氧比測(cè)試資料，將杜11和杜12砂巖組確定為潛力層，其輪替年限定為三年，目前井組各類措施已累積增油245t。

4 開發(fā)效果評(píng)價(jià)

4.1 開發(fā)趨勢(shì)較好，產(chǎn)量規(guī)模保持穩(wěn)定

錦99塊（杜）區(qū)塊采收率始終在28-30%兩條基線中偏移，目前基本傾向于30%-32%之間。區(qū)塊處于低速穩(wěn)產(chǎn)期，且產(chǎn)量規(guī)模保持穩(wěn)定，維持在百噸左右。

4.2 注水開采效果改善

存水率分析，錦99塊注水利用率有了較大提高，目前為0.275，高于理論值-0.22。4

.3 含水上升率得到控制

區(qū)塊的含水上升速度得到明顯控制，2010年含水上升率僅為3.39%，控制在合理范圍內(nèi)。

5 結(jié)論

（1）復(fù)雜斷塊普通稠油油藏，注水開發(fā)中后期暴露的開發(fā)矛盾較稀油油藏更具多元化，可行性高效開發(fā)對(duì)策的研究針對(duì)油藏實(shí)際，明顯改善了區(qū)塊開發(fā)效果，為同類油藏后期注水開發(fā)提供較好借鑒。

（2） 由于錦99塊屬濁流沉積，區(qū)塊內(nèi)儲(chǔ)層發(fā)育變化較大，從而造成電測(cè)解釋結(jié)果誤差偏大，因此對(duì)油層的認(rèn)識(shí)不應(yīng)簡(jiǎn)單的局限于測(cè)井解釋結(jié)果，應(yīng)結(jié)合四性特征進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)，充分挖掘剩余油潛能。

（3）完善獨(dú)立層系的注采井網(wǎng)，減少無效注水井段，實(shí)現(xiàn)層間間歇采油，是稠油注水開發(fā)油藏中后期有效開發(fā)手段，可在全區(qū)塊內(nèi)廣泛推廣應(yīng)用。

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