西区采油厂605井区开发效果研究与综合治理

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【摘 要】西区采油厂605井区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部，区内产层主要有延长组和延安组油层，属于岩性圈闭，压力低、渗透率低、产能低、油层埋藏浅、岩性致密、物性差的特点。平均渗透率低于10×10-3μm2，平均空隙度低于20%，属于特低（超低）渗透油田。目前主要上产措施压裂面临着有效期短问题，不同层位油层都面临含水率上升、压力和产油量递减趋势。因此，保持该区域稳产十分紧迫和艰巨，在本区进行开发效果研究，摸索科学合理的开采方法和经验及综合治理措施，对其他同类型的油藏推广具有重要的参考意义。

【关键词】开发效果；递减；综合治理

由于本区长4+5油藏所属的特殊的区域构造和岩性，油田开发过程中暴露出一系列严重的问题，制约着油田开发效果的提高，一方面油田边底水都不活跃，天然弹性能量消耗快，自然生产能力很低，甚至没有自然产能，一般都要经过压裂改造后才能正式投产，整体采收率低，资源浪费严重，开发难度越来越大。另一方面油层启动压力高，注水井吸水能力低，随着注水时间的延长，矛盾加剧，注水井地层压力和注水压力上升快，注水量很快降低，对应生产井压力恢复慢，难以见到效果，产量迅速递减，最后注水量，产油量，开采速度和采收率都非常低，体现出低渗透油藏注水难采油难，甚至注不进，采不出的普遍现象，油田整体采收率较低，稳产难度大。本区域2004年投入开发，截止2013年底，共有开发井228口井，其中生产井203口，注水井25口。主力开发层系为三叠系延长组长3、长4+5、长6油层，产液量210m3/d，产油82.5 t/d，综合含水53%。通过现场调研分析主要表现在以下几方面：

1.地层亏空与油层压力

该区2006年开始对部分井组实施注水开发，现有注水井为25口。由于本区注水较晚，规模小，导致地层亏空严重。截止2013年底，累积注水12.7298×104m3，累积亏空16.8787×104 m3。相比长3层和长6层，主力油层长4+5亏空更为严重。地层压力变化直接反映地层亏空情况。但是仅通过注水，本区地层压力恢复程度较低，2009年油层平均压力恢复到8.30MPa，约为2005年油层压力的72.3%。无法保持原始油层压力水平，则必然导致产量递减很快，这在生产曲线资料统计中有明显反映，本区单井产量在投产后1年到2年内快速下降，后期产量较平稳。

2.油田产量递减规律

油田产量递减主要取决于油藏的储层类型和驱动类型。对该区注水相对完善的区块2004年3月-2010年6月产量递减规律进行了统计分析，可以看出单井月产油递减可分为两个阶段：第一阶段递减初期（2005年-2008年），由于尚未注水依靠自然能量开采，地层能量亏空，产量递减较快；由于2006年3月开始进行了注水，在第二阶段递减期中（2007年-2010年）产量递减相比第一阶段明显得到减缓。

3.低产井形成原因分析

由于该区主要依靠自然能量开采，产量递减幅度较大，目前低产、低效井较多，单井日产油水平较低。根据2010年6月该区165口生产井统计，1t以上的井21口，占总井数的12.7%；0.5t～1t的井42口，占总井数的25.5%；0.3t～0.5t的井37口，占总井数的22.4%；0.3t以下的井65口，占总井数的39.4%；目前单井平均日产液0.62t，日产油0.35t，含水43.4%，区块内整体单井日产油水平较低。通过分析，低产井的形成原因主要是三个方面：一是油藏边部，油层物性差、含油丰度低；二是局部注水井网不完善，地层能量未能及时有效地补充；三是储层局部裂缝渗流特征明显，油井水淹后产液量和含水大幅度上升，产油量降低。

4.平面及层间矛盾突出、注水见效但幅度不大、水淹严重

4.1油井见效特征分析

通过对该区18个注水井组的统计，油井总数为73口，受效油井仅为36口，受效比例为49.3%，单井平均见效幅度0.44t。通过动态分析，油井受效方向以主流线型为主，动态上表现为受效方向明显，水驱方向与水下分流河道主流线方向大体一致。部分油井见效方向表现为不对称型，这类井主要分布在油藏的边部和分流河道边缘，有时也受岩性致密带的影响；部分井组由于受油层改造和裂缝的影响表现为裂缝型，即单向受效或快速水淹。而均质型和对称型受效单元很少，造成油井见效幅度有限。针对此情况，一方面通过控制水驱主方向上注采强度，加强侧向注水强度；另一方面，在水驱主方向侧向油井采取地面调参、深抽、重复压裂等方式放压提液生产，强制水驱向侧向扩展，促使油井全面均衡见效，提高油藏水驱效率，均衡压力分布和注水见效程度，防止注入水单向突进造成油井含水上升。

4.2油井含水上升及水淹原因分析

（1） 低渗油田油井过早水淹规律

油井含水上升过快或快速水淹主要与地质因素、注水工艺、注采井网、开发方式和生产管理等有关。低渗油田油井过早水淹规律可以归纳为以下几点：

1）沉积微相作用

注入水的运动受着沉积相带的控制，无论注水井布置在何种微相中，注入水总是力图就近进入河道。进入河道的注入水首先沿河道下游方向快速推进，然后向河道上游和侧翼运动而进入其它微相。注入水的速度由快向慢依次为：河道下游、河道上游、河道两侧、浅流河道和心滩。因此，对于河道中的油层，由于砂体分布面积广，连通性好，油井容易过早见水或形成水淹。

2）注、采井井位关系

当注、采井连线与地层最大主应力方向平行时，采油井见水快，注水波及范围小。在河道相沉积的砂体中，相对于古水流方向而言，若采油井在注水井的下游，则采油井见水快，若采油井在注水井的上游或侧翼，则采油井见水慢。若在构造轴部注水，则在构造下倾方向的采油井见水快，在其低部位首先形成水淹区；而在构造上倾方向上的采油井见水晚。

3）不合理注水

包括注采比不当、笼统注水、水井分层测调不合格等导致的油井水淹。

（2）油井水淹原因及对策分析

由于水淹、供液不足、作业事故等原因造成的关、停井数多，其中水淹井比例较大，油井水淹现象比较严重。据2012年统计，该区203口生产井中累积关停井41口，占总井数的20.2%，其中事故井2口，占总井数的1.0%；供液不足停抽井7口，占总井数的3.4%；水大停抽井32口，占总井数的15.8%。

综合治理

根据地质认识、动态分析和数值模拟研究结果，目前该区剩余储量主要由现有井网控制，打加密井的空间很小，因此解决本区产量递减快、低产、水淹、稳产难的思路主要为：

（1）注水技术的精细化、科学化：即继续完善注采井网、建立平面及剖面上合理的注采关系等方面，实现油田的全面注水见效并提高见效程度；

（2）通过补孔等措施做好层间接替，实现关停井重新开井利用；

（3）积极采用酸化、压裂、化学驱等技术提高主力油层采出程度，实现稳油上产，形成一套低产井、水淹井综合治理方案，提升油田开发效益。

（4）注采优化主要是进行注采参数、产量水平、压力保持水平及注采调控措施等方面的研究，为合理配产配注和开发调整提供理论依据。

该方案从2011年8月开始实施，对长3油层实施改层补孔措施24口。通过统计，24口井均见到效果，平均日产油量由措施前的0.15 t/d增加到措施后的2.7 t/d，累计增油1800t，增油效果明显。方案调整开发指标预测初期日产油112.7t/d，含水43.0%，十年末累计产油42.6×104t，采出程度7.34%，综合含水71.3%，累计增油10.9×104t，提高采收率2.22%。

参考文献：

[1]赵重远.鄂尔多斯盆地的演化历史、形成机制和含油气有利地区[A].见赵重远等著：华北克拉通沉积盆地形成与演化及其油气赋存.西安：西北大学出版社，1990.

[2]杨俊杰.鄂尔多斯盆地构造演化与油气分布规律. 北京：石油工业出版社， 2002.

[3]何自新，等著. 额尔多斯盆地演化与油气. 北京：石油工业出版社，2003.

[4]李文厚.纸坊―旦八区沉积微相研究. 延长油矿管理局，西北大学地质系（内部报告），1998.