摘要：老油田進入開發(fā)中后期，油田穩(wěn)產(chǎn)只有在深入分析油藏開發(fā)狀況、地質(zhì)特征、水驅(qū)特征以及剩余油分布的基礎(chǔ)上，真正找到造成油井長停低效的根源所在，針對問題對癥下藥，綜合運用多種技術(shù)手段實施挖潛，才能切實有效的改善油井生產(chǎn)現(xiàn)狀，達到油田增產(chǎn)增效的最終目的。

主題詞：油田開發(fā)中后期? 剩余油分布? ?水驅(qū)特征

1.概況

海南油田地理上位于遼東灣中北部，遼寧省大洼縣西南21公里處，由陸灘和海灘組成。構(gòu)造上整體為一斷鼻構(gòu)造，構(gòu)造復(fù)雜;儲層物性中等，為中孔中低滲儲層，且非均質(zhì)性較為嚴(yán)重，平均孔隙度為24%，滲透率為101×10-3μm2。開發(fā)主力油層為東營組三段，油藏埋深2035-2360，具有含油氣井段長、油層多、單層薄的特點。

2.存在的主要問題

2.1? 地處環(huán)保區(qū)域，高效產(chǎn)能接替措施受到嚴(yán)格限制

海南油田地處省級環(huán)保緩沖區(qū)內(nèi)，近年來由于環(huán)保政策限制，自2016年后未規(guī)模部署新井，同時側(cè)鉆大修等大型進攻性措施也受到嚴(yán)格限制，油田穩(wěn)產(chǎn)只能依靠老井挖潛。

2.2? 上產(chǎn)措施結(jié)構(gòu)單一，篩選難度大，效果變差

目前主力上產(chǎn)措施為調(diào)補層，近年來年調(diào)補層措施井次占比80%、措施產(chǎn)量占比94%。經(jīng)過多年開發(fā)，目前d3段主力層動用程度已高達82%，調(diào)補層措施工作量逐漸萎縮且效果變差，近年來d3段主力油層調(diào)補層措施單井年平均增油僅235噸。

2.3? 儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重，水驅(qū)動用程度差異大

由于儲油層呈條帶狀及透鏡狀發(fā)育，注入水首先向阻力小的高滲區(qū)突進，因此處于水下分支河道相沉積的油砂體見效快，見水快，而位于側(cè)向上的低滲區(qū)，見效不明顯?？v向上與注水井連通較好的高滲油層首先見效，水淹水竄較快，其它層水驅(qū)相對較差。

通過統(tǒng)計區(qū)塊近年來吸水剖面資料，注水井總吸水層厚度占射開厚度的78.1%，其中主力吸水層厚度僅占射開厚度的38%，可是吸水量卻占總吸水量的68%。說明在油井射開油層中仍有21.9%的低滲油層沒有動用，動用油層中仍然有62%的中低滲層未完全發(fā)揮潛力。

2.4? 注水開發(fā)中后期，水竄水淹嚴(yán)重

海南油田目前已進入注水開發(fā)中后期，縱向上和平面上的矛盾狀況日趨嚴(yán)重，致使大部分油井水淹，部分油井水驅(qū)不受效。目前開井的69口油井中有39口井含水大于90%，井?dāng)?shù)占比56.5%，其中海南1塊13口，海南3塊26口。

3.穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究與實踐

2.1? 低阻油氣水層識別技術(shù)

建立非主力層多參數(shù)電性圖版，開展低阻油氣水層識別與挖潛。針對d3段主力層動用高、剩余油層潛力差的情況，開展d2段非主力層二次評價挖潛工作。繪制電阻率-時差交匯圖版、氣測錄井圖版，重新確定油氣水層識別標(biāo)準(zhǔn)。

結(jié)合電性圖版、測井、錄井、井史等資料，針對d2Ⅳ11單砂體開展精細描述，在海南1塊構(gòu)造高部位優(yōu)選8口井實施氣層、水層、干層挖潛，措施成功率100%，初期日產(chǎn)油高峰期達到51.9噸，階段累計增油20029噸。

2.2? 低滲儲層壓裂改造技術(shù)

系統(tǒng)評價低產(chǎn)井地質(zhì)及開發(fā)特征，開展儲層壓裂改造。

2018年以來，系統(tǒng)的對海南油田低產(chǎn)井地質(zhì)及開發(fā)特征進行深入分析論證，在儲層物性差、能量保持好、采出程度低的區(qū)域優(yōu)選潛力井實施壓裂改造。

同時針對海南油田地質(zhì)特征，優(yōu)化配方體系與施工參數(shù)，保證了壓裂效果：一是針對大井斜導(dǎo)致的避水厚度不夠，優(yōu)選壓裂井段;二是在攜砂液中混入纖維，提高砂拱穩(wěn)定性，防止壓裂砂返吐;三是設(shè)計采用多級加砂壓裂工藝，提高支撐劑鋪置效率和裂縫導(dǎo)流能力。

共實施4井次，初期高峰期日增油26.8噸，階段累增油6910噸。

2.3? 多元化精細注水技術(shù)

一是實施轉(zhuǎn)注、復(fù)注、故障井修復(fù)等措施完善注采井網(wǎng)。共實施轉(zhuǎn)注2井次、大修恢復(fù)長停井2井次，增加注水180m3/d，年累計增加注水22546m3，增加水驅(qū)儲量5×104t。二是持續(xù)推進細分注水，完善注采層位對應(yīng)關(guān)系，提高水驅(qū)動用程度。實施細分注水3井次、層段重組4井次、智能分注2井次，單井分層數(shù)由2.5層增加至2.7層，層間縱向矛盾得到有效控制。三是利用酸化解堵技術(shù)降低注水壓力，保證主力區(qū)域能量補充。共實施多氫酸解堵6井次，平均單井降壓4.5MPa、日增加注水量180方，實施后對應(yīng)油井日增液15.8t、日增油3.2t，注水主力區(qū)域能量得到有效補充。四是強化注采井組動態(tài)跟蹤，開展多元化注水調(diào)整工作。根據(jù)各井組不同水驅(qū)特點，實施脈沖注水、周期注水、輪替注水、點對點注水等多元化注水調(diào)整方式。通過以上工作有效開展，近年來年平均水驅(qū)增油保持在1200噸以上，自然遞減得到有效控制，水驅(qū)產(chǎn)量自然遞減由18.7%下降至目前的15.5%左右。

3.結(jié)論和建議

（1）油田產(chǎn)量的提升，源于正確的地質(zhì)認識與創(chuàng)新的配套技術(shù)的應(yīng)用。近幾年通過綜合運用多種技術(shù)手段實施挖潛，海南油田產(chǎn)量穩(wěn)步提升，綜合遞減大幅下降，連續(xù)三年實現(xiàn)了綜合負遞減開發(fā)。

（2）老油田進入開發(fā)中后期，油田穩(wěn)產(chǎn)只有在深入分析油藏開發(fā)狀況、地質(zhì)特征、水驅(qū)特征以及剩余油分布的基礎(chǔ)上，真正找到造成油井長停低效的根源所在，針對問題對癥下藥，綜合運用多種技術(shù)手段實施挖潛，才能切實有效的改善油井生產(chǎn)現(xiàn)狀，達到油田增產(chǎn)增效的最終目的。

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作者簡介：景越，男，1980年6月出生于遼寧省盤錦市，滿族，工程師，2007年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程學(xué)院，目前在遼河油田金海采油廠采油作業(yè)三區(qū)任地質(zhì)工藝室主任。

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