趙娜

【摘要】牛心坨潛山是注水開發(fā)油田，針對(duì)潛山油層開發(fā)中存在平面上油井受效不均主體部位裂縫發(fā)育，邊部?jī)?chǔ)層物性、裂縫發(fā)育狀況、油井受效狀況差等問題，采取措施，改善開發(fā)效果，完善注采井網(wǎng)。

【關(guān)鍵詞】牛心坨潛山 裂縫 儲(chǔ)量 解堵 分區(qū)治理 注采井網(wǎng)

1 概況

1.1 基本地質(zhì)特征

牛心坨潛山位于遼河斷陷西部凹陷西斜坡北端牛心坨斷裂背斜構(gòu)造帶。

埋深-1800m～ -2600m，平均有效厚度91.6m，地層原油粘度76.3mPa？s。含油面積3.6km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量973×104t，可采儲(chǔ)量154×104t，標(biāo)定采收率為15.8%。

構(gòu)造特征：牛心坨潛山北、東、西三面被斷層遮擋，內(nèi)部被多條斷層復(fù)雜化，整體上為向西南方向傾沒的斜坡，坡度在25°左右，高點(diǎn)在坨40-128井附近，構(gòu)造高度大于750m。

裂縫特征：潛山油層裂縫分為宏觀裂縫及微觀裂縫。儲(chǔ)集空間以裂縫，溶洞為主。裂縫發(fā)育方向?yàn)镹E向和NW向，兩者構(gòu)成十字交切，是具有雙重介質(zhì)特征的裂縫型油藏。宏觀裂縫平均裂縫密度為87.8條/米，開度一般大于0.5mm。微觀裂縫面密度為0.1mm/mm2，其開度一般大于0.1um

流體性質(zhì)及油藏類型：潛山原油屬高凝稠油，地面原油密度為0.8945～0.9721g/ cm3； 50℃粘度為470.36～6973.59mPa.s；凝固點(diǎn)為32～50℃，地層水屬于NaHCO3型。原油密度與深度呈線性關(guān)系，原油粘度與深度呈指數(shù)關(guān)系。牛心坨潛山油藏原始地層壓力為20.1MPa，溫度為81℃。

1.2 開發(fā)歷程

潛山油藏早期開發(fā)淺層潛山油藏，于1988年發(fā)現(xiàn)，1989年投入開發(fā)，1991年3月按300m井網(wǎng)淺層油藏投入注水開發(fā)。1994年發(fā)現(xiàn)深層潛山油藏，1997年后先后三次部署深層潛山開發(fā)井，2000年6月，潛山油藏開始實(shí)施注采井網(wǎng)調(diào)整方案，深淺潛山油藏按一套層系210m井網(wǎng)注水開發(fā)。

2 開發(fā)中存在的問題

從不同深度開發(fā)現(xiàn)狀中我們看出，2000-2200米儲(chǔ)層動(dòng)用較好，累產(chǎn)油68.4241萬噸，占總產(chǎn)量的58%。2000米以上與2300米以下，儲(chǔ)層動(dòng)用較差，累產(chǎn)油28.1965萬噸，占總產(chǎn)量的24%。從這些數(shù)據(jù)中可以看出牛心坨潛山油層縱向上儲(chǔ)量動(dòng)用不均。

2.3 主體部位受裂縫影響，見水比較快，控水難度大

潛山油層主體部位裂縫較為發(fā)育，水井注水后，裂縫發(fā)育方向的油井首先受效、見水也較快，含水上升快，控水難度大。從含水上升率隨含水的變化規(guī)律曲線上看，潛山油層的實(shí)際曲線基本在理論曲線之上運(yùn)行。3 改善開發(fā)效果的具體措施

3.1 利用解堵技術(shù)夯實(shí)區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)

根據(jù)牛心坨潛山油藏的儲(chǔ)層裂縫特征及油藏內(nèi)部聯(lián)通狀況研究，發(fā)現(xiàn)地層壓力保持在原始?jí)毫Φ?0%以上才能滿足生產(chǎn)需求?？墒且蜃⑷胨|(zhì)不合格，水井注水后短時(shí)間內(nèi)因污染而注水困難，致使地層壓力很難滿足生產(chǎn)的要求，針對(duì)這中情況，在解堵技術(shù)研究的指導(dǎo)下，選擇較為嚴(yán)重的水井實(shí)施酸化解堵，選擇污染較輕的水井實(shí)施射流噴孔技術(shù)解堵，對(duì)油井實(shí)施氣動(dòng)力解堵。如對(duì)坨37-133水井實(shí)施酸化解堵，對(duì)坨36-126油井實(shí)施射流噴孔，均取得了較好的效果。

3.2 采油主力層段分區(qū)治理

主力層段按開發(fā)狀況及特點(diǎn)可以分為三個(gè)區(qū)域，分別為南部低效區(qū)、西部高含水區(qū)、東部高產(chǎn)區(qū)，格局平面上不同區(qū)域的生產(chǎn)特點(diǎn)制定符合該區(qū)域的開發(fā)方針，采取不同的對(duì)策。例如對(duì)潛山南部低產(chǎn)低效區(qū)域，針對(duì)吸水量少，剩余油富集的特征，適當(dāng)?shù)募哟笞⒉杀?，改善油井受效狀況，同時(shí)結(jié)合東部對(duì)剩余油富集層段采取選擇行壓裂，精確動(dòng)用潛力層段；對(duì)于注入壓力高，難以達(dá)到配注的水井，采取增注和解堵措施。在此基礎(chǔ)上，為了改善油層低孔低滲的特點(diǎn)，采用大規(guī)模壓裂技術(shù)引效，增加人工裂縫的延伸長(zhǎng)度和寬度，增大了泄油半徑，達(dá)到提高油井產(chǎn)量的目的；對(duì)于西部高含水區(qū)，采取下調(diào)注采比，控制水竄同時(shí)采用增大注采壓差的方式延緩水竄，如對(duì)坨34-128井通過封隔器實(shí)施封上注下實(shí)現(xiàn)底部注水，增大注采壓差，有效控制了油井含水上升速度。3.3 加強(qiáng)深層潛山層段動(dòng)用

由于潛山部分油井完鉆較淺，以及采用底部注水，逐層上返的開發(fā)方式，導(dǎo)致深層潛山未能有效的動(dòng)用，通過對(duì)深層潛山精細(xì)研究后，認(rèn)為層段裂縫發(fā)育較差，因此該層段補(bǔ)層后需要適當(dāng)?shù)募哟髩毫岩?guī)模，使其更好受效。這使得非主力層段得到了很好的動(dòng)用，可以成為以后穩(wěn)產(chǎn)的一個(gè)重要方向。4 實(shí)施效果

4.1 注采系統(tǒng)完善，水驅(qū)儲(chǔ)量明顯提高

區(qū)塊注采井網(wǎng)已基本完善，井網(wǎng)控制能力顯著增強(qiáng)。區(qū)塊有注水井11口，開井11口，日注水量545m3，較調(diào)整前日注水增50m3，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度明顯提高，油井受效比例由68%上升至82%，多項(xiàng)受效比例由52%提高至73%。

4.2 區(qū)塊產(chǎn)量穩(wěn)中有升

區(qū)塊1989年投入開發(fā)，1991年轉(zhuǎn)注水開發(fā)，1999年產(chǎn)油量達(dá)到最高峰11.1×104t，而后產(chǎn)能快速遞減。2010年以來在精細(xì)油藏研究的基礎(chǔ)上，針對(duì)油水井都做了大量的工作，年產(chǎn)油量區(qū)于平穩(wěn)。4.3 遞減得到有效控制

2000年以來區(qū)塊的綜合遞減率與自然遞減率雖然呈現(xiàn)下降趨勢(shì)，但是綜合遞減率大于5%，自然遞減率大于10%。2012年隨著各項(xiàng)工作的逐漸展開，綜合遞減率和自然遞減率均得到了有效的控制。4.4 含水上升率得到控制

牛心坨潛山油層經(jīng)過20年的注水開發(fā)，綜合含水由轉(zhuǎn)注前的5.5%上升至目前的77.2%，平均年含水上升3.7%，2012年以來加強(qiáng)針對(duì)油水井各項(xiàng)措施工作，綜合含水上升速度得到有效的控制。

5 結(jié)論

（1）加強(qiáng)注水保持底層能力是區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)，利用解堵技術(shù)可保證水井的正常注水。

（2）在主力層段低產(chǎn)低效區(qū)域增大注采比，采用水井對(duì)應(yīng)注水，油井大規(guī)模壓裂技術(shù)可以使其得到有效的動(dòng)用。

（3）深層潛山段因完鉆交錢等因素未能很好的動(dòng)用，致使采出程度低，利用大規(guī)模壓裂技術(shù)加強(qiáng)動(dòng)用具有很好的效果，這將成為以后的穩(wěn)產(chǎn)方向。

參考文獻(xiàn)

[1] 陳和平.牛心坨潛山儲(chǔ)藏裂縫研究[J].特種油氣藏，1996（增刊）

[2] 穆海旭.低滲透油田油層解堵措施研究[ D].大慶石油學(xué)院，2007年

[3] 董承武.牛心坨油田注水井強(qiáng)穿透化學(xué)解堵技術(shù)研究[D].大慶石油學(xué)院，2010