吳玲玉

摘要：Y斷塊位于遼河盆地東部凹陷**構(gòu)造帶的中段，縱向上發(fā)育三套含油層系，主力含油層系為S1、d，油層埋深在1613～2989m。受構(gòu)造及儲(chǔ)層發(fā)育影響，油藏剩余潛力認(rèn)識(shí)不清，油水井井況復(fù)雜，注采對(duì)應(yīng)系統(tǒng)不完善，遞減率居高不下，耗水率較高，近年來(lái)通過(guò)重構(gòu)注采井網(wǎng)，強(qiáng)化注水綜合管理等工作，自然遞減率下降15%，開發(fā)效果得到改善。

關(guān)鍵詞：復(fù)雜斷塊;油藏開發(fā);問(wèn)題

1.概況

Y斷塊含油面積3.0km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量645×104t，可采儲(chǔ)量146.4×104t，標(biāo)定采收率22.7%，該塊儲(chǔ)層物性屬中等，但非均質(zhì)性嚴(yán)重。層內(nèi)變異系數(shù)0.1-1.66，級(jí)差為1.22-784.22，突進(jìn)系數(shù)1.14-7.38，層間變異系數(shù)為0.8-1.28，級(jí)差為12.2-784.4，突進(jìn)系數(shù)2.4-7.5。原油性質(zhì)屬稀油，地面原油（50℃）粘度平均為6.13mPaS，密度（20℃）平均為0.8508g/cm3，地層水型為NaHCO3型，礦化度自上而下逐漸增加，d組總礦化度平均為1032.5mg/L;總礦化度平均為3442.6mg/L。

2.存在問(wèn)題

（1）區(qū)塊構(gòu)造復(fù)雜，剩余油分布認(rèn)識(shí)不清

Y斷塊構(gòu)造復(fù)雜，區(qū)塊內(nèi)共發(fā)育10余條斷層，內(nèi)部部分?jǐn)鄬诱J(rèn)識(shí)不清，如茨50-082注水，在斷層另一側(cè)的茨48-G84井見到示蹤劑。并且油井段長(zhǎng)達(dá)1200米。層系內(nèi)及層系間均為多套油水組合，沒(méi)有統(tǒng)一的油水界面。導(dǎo)致油水關(guān)系復(fù)雜，剩余油分布認(rèn)識(shí)不清。目前采出程度僅10.0%。

（2） 區(qū)塊井況復(fù)雜，注采系統(tǒng)不完善

Y斷塊自96年投入開發(fā)，完鉆各類油水井78井次（采油井63口，注水井15口），隨著開發(fā)歷程延長(zhǎng)，受構(gòu)造復(fù)雜，井段長(zhǎng)，出砂等影響導(dǎo)致套變、落物、遇阻等井況井28口（采油井20口，注水井8口），套損比例為35.9%，其中停產(chǎn)13井次，影響日產(chǎn)油11.6t，導(dǎo)致4個(gè)井組注采系統(tǒng)不完善，2個(gè)井組有注無(wú)采，嚴(yán)重制約區(qū)塊開發(fā)水平。

縱向矛盾突出，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低

區(qū)塊縱向上層內(nèi)、層間非均質(zhì)性強(qiáng);同時(shí)受井況限制，分注率低50%，分注井完好率低（40%）（12口注水井，正常注水10口井，分注井5口，封漏2井次因井況無(wú)法換管柱，井卡無(wú)法重組1井次）。受以上雙重因素影響，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，僅為49.7%，相對(duì)吸水量高于20%的60.6m/14層，占吸水厚度18.6%，相對(duì)吸水量占59.5%，層間矛盾突出。

3.主要工作

3.1強(qiáng)化注水綜合治理，夯實(shí)區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)。

年初以來(lái)，針對(duì)區(qū)塊特點(diǎn)，以“完善注水，改善注水”為原則，分區(qū)域治理，控制平面結(jié)構(gòu)差異;分層調(diào)整，提高縱向油層動(dòng)用程度;細(xì)化動(dòng)態(tài)調(diào)配機(jī)制，改善區(qū)塊開發(fā)效果。主要開展以下三方面工作：

一是完善局部注采井網(wǎng)，提高水驅(qū)控制程度。

針對(duì)新區(qū)局部注采井網(wǎng)不完善，油井產(chǎn)量快速遞減問(wèn)題，實(shí)施轉(zhuǎn)注水1井次，區(qū)塊注采井?dāng)?shù)比由1：3.6提高至1：3.3，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度由57.9%提高至61.3%。

二是完善注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，提高水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度。

針對(duì)局部注采系統(tǒng)不完善問(wèn)題，實(shí)施注水井大修、補(bǔ)層完善、分注、重組、投球等工作15井次，區(qū)塊水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度由49.7%提高至54.4%。

三是加強(qiáng)動(dòng)態(tài)調(diào)配，提高注水波及體積。

針對(duì)老區(qū)油水井生產(chǎn)情況，對(duì)區(qū)塊內(nèi)可正常注水的9口注水井，實(shí)施注水井動(dòng)態(tài)調(diào)配47井次，分注水井調(diào)試17井次，日產(chǎn)油遞減率所有緩解，階段注水見效5井次，增油232t。

3.2著力套損治理，重構(gòu)注采井網(wǎng)。

目前茨601塊綜合含水為91%，處于高含水階段，油水井?dāng)?shù)比偏高（4.6：1），層系間壓力差別大，套損嚴(yán)重，井況完好率低（采油井36.4%，注水井50.0%），注采系統(tǒng)不完善，注水能力與產(chǎn)液能力不匹配，根據(jù)注采平衡原理，確定合理油水井?dāng)?shù)比為2.3：1，實(shí)際油水井?dāng)?shù)比高于合理井?dāng)?shù)比0.5以上，需及時(shí)調(diào)整。

年初以來(lái)，細(xì)化單井潛力，結(jié)合井況完好程度，以套損井治理為契機(jī)，對(duì)套損無(wú)法修復(fù)，且位于剩余油富集區(qū)域的油水井，落實(shí)局部構(gòu)造，完善并重構(gòu)注采井網(wǎng)，個(gè)別井組實(shí)施井別互換，促進(jìn)液流轉(zhuǎn)向，部署并通過(guò)審批側(cè)鉆井7井次，實(shí)施轉(zhuǎn)注水1井次，挖掘井間剩余潛力。7口側(cè)鉆井，目前投產(chǎn)3井次，初期日產(chǎn)液t，日產(chǎn)油t，正鉆1井次，剩余3井口已下計(jì)劃。

3.3細(xì)化措施潛力排序，挖掘油層剩余潛力。

自96年投入開發(fā)，經(jīng)歷25年的開發(fā)歷程，區(qū)塊剩余潛力日漸匱乏，措施難度逐年增加，為克服這一問(wèn)題，充分利用動(dòng)、靜態(tài)監(jiān)測(cè)資料，提高措施成功率，階段共實(shí)施進(jìn)攻性措施11井次，措施有效率為90.0%，初期日增油25.2t，日增氣1.8×104m3，目前日增油8.6t，階段增油2298t，增氣56.2×104m3。

4.效果評(píng)價(jià)

4.1注水利用率低，含水上升率得以控制。

目前實(shí)際耗水率3.38m3/t，高于理論耗水率1.74m3/t;實(shí)際存水率0.27，遠(yuǎn)低于理論存水率0.41，注水利用率較低。

年內(nèi)隨著效益生產(chǎn)高含水關(guān)井，以及措施上產(chǎn)、精細(xì)注水等工作。含水上升速度減緩，年平均綜合含水由90.43%下降至90.12%。由含水上升率與綜合含水關(guān)系曲線可以看出，含水上升率由15.89%下降至-2.06% ，表明油田含水上升速度得以控制。

4.2水驅(qū)控制程度提高，水驅(qū)動(dòng)用程度提高

通過(guò)實(shí)施注水工作量4井次（轉(zhuǎn)注3井次，重組1井次），水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度由58.9%上升至59.3%，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度由46.7%上升至49.7%。

4.3存水率持續(xù)偏低，地層壓力下降。

近年來(lái)，受油水井井況復(fù)雜局限，注采對(duì)應(yīng)系統(tǒng)不完善，注水利用率低，無(wú)限水循環(huán)嚴(yán)重，地層存水率持續(xù)偏低，同時(shí)新區(qū)無(wú)注水補(bǔ)層，導(dǎo)致地層壓力下降，目前為15.2MPa。

4.4遞減率有所緩和，水驅(qū)采收率低于標(biāo)定值

2021年以來(lái)通過(guò)完善注采系統(tǒng)，精細(xì)動(dòng)態(tài)調(diào)配，強(qiáng)化措施挖潛等工作，自然及綜合遞減率均有所下降。用水驅(qū)特征曲線預(yù)測(cè)最終采收率為98.7×104t，最終采收率為15.3%，低于標(biāo)定值15.7%。

5. 總結(jié)

針對(duì)復(fù)雜斷塊油藏，認(rèn)清區(qū)塊存在問(wèn)題，是確定下步治理方向的有利依據(jù)。通過(guò)“基礎(chǔ)地質(zhì)研究，儲(chǔ)層精細(xì)評(píng)價(jià)，重構(gòu)注采井網(wǎng)”，等手段，落實(shí)并挖掘剩余潛力，改善區(qū)塊開發(fā)效果，提高最終采收率。