朝阳沟油田某区块杨大城子油层主要开发矛盾分析
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【摘要】随着油田开采的不断深入，驱油难度逐渐增加，油层开发矛盾逐渐突出，油层渗流能力逐渐减小，注水难度加大，出现了大量的低效井，剩余油开采难度逐渐加大，如何分析开发矛盾，增加剩余油采油效率是广大油田工作者的主要目标。本文就杨大城子油层主要开发矛盾进行分析，重点分析了注采压差逐年增加、井间不连通层及单向连通层比例较大、增产措施效果差、油水井套损较多，治理难度加大等几方面。
1、杨大城子油层概况
1.1地质概况
研究发现，朝阳沟油田是位于大庆油田南部松辽盆地北部的一个特低渗透油田，它主要发育在朝阳沟阶地及长春岭背斜地带。本文研究的油层主要是杨大城子油层，所在区块的地理位置是大榆树鼻状构造与朝阳沟背斜东南翼衔接处。初步估计有337.26×104t的原油储量，含油面积已经动用的有5.4km2，含油层深度均匀分布在1320m上下，地层的孔隙度为0.129，地层渗透率1.98×10-3μm2，油层中的原油粘度为15.7mpa.s
1.2开发简况
研究区块的某实验区主要包含朝125-朝137排等一些井，根据初步预计，有4.12km2的含油地带，有238.17万吨原油储量，在开发初期均采用反九点法300米面积井网，这套井网井间距离较大，地层大多是低渗透性地层，驱油效果不是很好。根据统计显示，该区某油层有35口油水井，这些井均采取加密的方式布井，其中有23口油井，12口水井。目前有18口油井正常生产，有3口水井正常注入，已经采出14万吨，已经注入75万吨。
2.1注采井距较大，难以建立起有效的驱动体系，低效采油井较多
朝948主体井区初期采用300m井距反九点法面积注水井网开发，井排方向62.50与裂缝夹角22.50。共有采油井25口，投产初期平均单井日产油5.1t，注水开发后虽然采取5.0以上注采比，开发效果仍然较差，低效采油井较多，目前共关井7口，其中不出油关井5口，高含水关井2口，另外提捞采油2口，目前平均单井日产油仅为1.51t。分析认为，主要原因是由于储层渗透率特低，有效驱动距离（151m）小于现300m×300m井网注采井距，不能建立有效驱动体系所致。
2.2井网压力传导速度逐渐降低，注采压差逐年增加
（1）水驱油效果不明显
在对开采曲线分析的过程中，我们可以看出某区块杨大城子油层，单井平均日产油在注水6个月后下降1.3t/d，根据统计结果从1998年5月以后，从转注一开始，其产量就大幅度下降，下降一段时间后，下降速度逐渐减小，水驱油一年后，产量开始稳定，稳定在每天2t。从以上结果来看，与同类油层相比较，受效推迟8个月，产量稳定期也推迟，这充分说明了该区块注水受效相对缓慢。
（2）储油层渗流能力弱，井间连通性不好，出现憋压现象
区块的油层物性较差，以中低渗透性地层为主，300m井距导致井与井之间的压力传导能力变差，尤其是水井附近地层由于压力传导能力不够，出现压力升高幅度大的现象，水井末点压力从开始注水到目前已经上升3.5MPa，由于注采不完善，驱油效果不好，油井压力一直处于下降趋势，并且下降幅度大，注采压差由5.6MPa上升到19.1MPa。
（3）水井注入压力偏高，吸水状况逐年变差
对2012年5月的12口水井进行统计后发现，井口注水压力平均达到15MPa，其中压力较高的注水井占总开井井数的80%，水井压力逐年上升，分层井各小层压差有的已经超过3MPa，有的井区发生了严重的套损，严重影响了注水效果。
2.3层间连通差及连通性单一的井数比例较大
根据该区块油藏精细地质研究，某区块多数单元砂体发育规模较小，300m井网对砂体控制程度较低。统计本区25口采油井共196个层，单向连通和不连通层104个，占总层数的53%；单向连通和不连通层厚度261.4m，占总厚度的45.6%。
2.4增产措施效果差
2000年-2010年杨大城子油层，对2口油井进行了二次压裂改造（表1，单井累计增油61、111t，平均增油仅86t。300m井距条件下难以建立有效的驱动体系，能量供给不足，压裂措施效果较差。
2.5油水井套损较多，治理难度加大
朝阳沟油田某井区共有油水井37口，目前已发现套损油水井11口，套损比例29.8%。油井套损6口，占油井数的24%；水井套损5口，占水井数的41.7%，水井套损比例高，而且套管损害程度严重。5口套损水井中已报废4口，目前更新了2口，累计影响注水量11.08×104m3。水井报废井区共连通油井15口，目前日产液16.2t/d，日产油13.5t/d，含水16.9%，同2001年12月相比日产液下降13t/d，日产油下降6.3t/d，下降幅度比较大，说明水井套损影响注水，地层能量下降很快。
结束语
随着油田开发的深入，注水开发出现了很多问题，如：油水井之间的压力传导受阻，井间存在憋压现象，水井注水效果差，油井驱油能力差，采油速度低，同时，杨大城子油层渗透率特低，原油粘度大，流度较低。这些油田开发问题，在地质工作人员的努力下，可以通过改善注采水平，调整注采结构以及压裂、酸化、补孔等增产增油措施在一定程度上改善开发效果。
'参考文献
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