提高胜坨油田二区沙二1―2后续水驱单元开发效果研究

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摘 要：针对胜坨油田二区沙二1-2后续水驱单元水井层间差异大、分注率低、油水井套坏严重、井网不完善等问题，单元结合干线升压、水井作业，等工作提高薄差层储量动用状况，达到改善水驱开发效果的目的。

关键词：胜坨油田 层间差异 剩余油分析

1油藏开发简历及开发现状

1.1开发简历

胜二区沙二1-2单元近40年的开发，主要经历了1966年11月-1972年12月沙二段上油组合采合注，低含水开发阶段；1973年-1979年3月细分开发层系、扩建产能，中高含水期高速开发阶段；1979年4月-1989年3月高含水综合挖潜，中速稳产阶段。1989年3月-2005年3月特高含水期综合治理、中速稳产阶段。2005年3月-2008年12月特高含水后期，三次采油阶段；2008年12月以后转后续水驱阶段。

2.2开发现状

二区沙二1-2后续单元目前油井总数60开油井52，水井总数52开水井49，日产液75441t，日产油188.8t，综合含水97.46%，动液面平均644m，日注能力6030m/d，注采比0.80，采出程度41.56%，地层压力13.37Pa。

2目前开发中存在的主要问题

2.1储层层间非均质性差异大，纵向注采矛盾突出

单元层间非均质性明显，尤其是主力油层与非主力油层之间差异较大，单元渗透率变异系数为0.74。转后续水驱部位的层间差异尤为突出，通过对32口注聚井的测试资料分析，主力层吸水明显好于次主力及非主力层，且水淹严重。

2.2受油井提液及水井合注影响，部分井区能量下降

2012年以来加强了问题及欠注水井的治理力度，单元水井分注率由注聚阶段的9.8%上升到目前的51.02%，平均动液面由644米上升到610米。但2013年单元平均动液面由610m下降到650m。通过对单元46口可测液面井液面变化情况统计来看，液面下降井主要为3类井：1、提液下电泵井；2、维护后上提泵挂井；3、生产韵律层或位于断层、尖灭线附近的同工同层油井。通过液面下降井井区生产状况分析，导致能量下降的主要原因有两方面：1、水井油压已经提平，水量没有提升空间；2对应水井合注，受层间差异影响，合注小层间吸水状况不均衡。

2.3单元储量控制程度相对较高，但目前分小层储量动用程度低

目前井网储量控制程度为96.7%，但受井区含水级别、井况等因素的影响，造成分小层储量动用程度低。目前单元井网储量动用程度为89.2%。通过分小层失控情况统计看，主要失控井区在沙二12、13层，导致失控的主要原因为井区含水高，油井改其它层生产，此类井区15个；另一方面部分井区是由于套坏停产5个，需部署新井井区3个，但因井区含水高达98%以上且目的层数少于2个，控制储量低无法进行完善。

3剩余油潜力认识

3.1单元平面剩余油潜力

由于单元储层平面非均质性、储层性质的各向异性，造成剩余油分布具有方向性。受构造影响，平面上剩余油潜力富集在7号、28号、29号断层附近以及岩性遮挡部位；受沉积微相和井网控制，处于主河道、砂坝等沉积相带的井层水淹程度高、驱油效率高，其剩余油主要富集于溢岸、砂堤等沉积相带的井层（表1）。

3.2层间剩余油潜力

在纵向上，各层之间存在着明显的非均质性，尤其是主力油层与非主力油层之间，各物性参数都存在较大的差异。从静态资料分析，12层发育最好、油层连通、渗透率大、原始储量占有比例高（35.58%）；13、22、23、24+5层油层发育情况次之，含局部尖灭区，其原始储量占有比例为55.23%；而14、15层油层发育较差，存在大面积尖灭区，连通性不好，油层厚度较薄，该层原始储量仅占总储量的8.94%。层间存在的非均质性以及各层实际井网布置差异所造成的影响，使各层水淹状况和储量动用程度也存在一定的差异。

由于主力油层原始储量大，虽然水驱开发效果较好、采出程度最高达45.43%，但地下仍有较非主力油层丰富的剩余储量。目前，12、13、14、15、21、22、23、24+5层的剩余储量所占比例分别为33.63%、15.2%、6.8%、3.4%、0.43%、13.09%、13.31%、14.38%。从以上统计数据可以看出，仍有80%以上的剩余储量分布在主力油层中，主力油层仍然是剩余储量富集储层。

3.3层内剩余油潜力

由近年来的新井资料分析认为（表2），沙二1-2砂层组作为正韵律沉积油藏，其各小层上部水淹程度、驱油效率均低于下部，油层从下到上，水淹逐渐减弱，下部水淹为强水淹，中部基本为中度水淹，上部为弱水淹，因此单元层内剩余油主要集中于油层上部。

4方案部署

2014年单元将以水井工作为单元稳产核心，通过细分注水力求实现“厚油层有效注水，差油层注上水”并通过扶停产停注井，油井改层等措施，完善失控井区井网；待水井注水稳定，井区能力充足时，对部分油井实施小幅度提液，提高储量动用程度，确保单元稳产。二区沙二1-2单元共设计水井工作量18口，油井工作量3口。

4.1加强细分注水工作，提高单元水井分注率，加强有效注水。

细分原则：一是一个注水层段内小层数不超过2个；二是两个小层厚度不超过6m；三是同一层段内两小层间渗透率级差不超过2。

下步分注井细分注水井11口，光管改分注井7口，合计18口。并结合井网状况对水井急需程度进行细分1类井7口，二类井5口，3类井6口。

4.2通过扶停产、小幅度提液等措施完善注采井网，确保单元稳产。

下步预计扶停产井2两口，螺改电1口。

5开发指标预测

5.1、调整后指标预测

调整后油井开井由52口增加到55口，日产液能力由7544t上升到7900t，日产油由目前的188.8t上升到190t，动液面由-644m上升为-630m，日注水平由6030m3上升到7200m3，有效注采比提高至0.91。

5.2、调整后水井分注指标预测

通过对单元49口水井进行了标准分注划分，并结合井况现状划分出三段及以上分注井14口，若全部实施单元分注率可由51.02%上升到71.43%。

5.3、调整后井网指标预测

预计调整后动态注采对应率由85.3%提高到88.6%，动态水驱控制程度由85.1%提高到87.5%。

5.4、2014年配产指标预测

通过以上工作的实施预计2014年年产油6.5516×104t，措施井6口，措施产量0.2400×104t，自然递减控制在5.94%。