英东高台子油藏改善开发效果技术对策研究

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摘要：英东高台子天然水驱油藏产量比例占采油厂的51.8%。由于开发初期开发技术政策不合理，导致天然水驱油藏英东高台子区块含水快速上升，产量递减大，采收率低，制约英东高台子天然水驱油藏的稳产。2005-2006年，针对天然水驱油田存在问题，在英东高台子区块通过应用堵水调整生产层段、合理流压研究和调整、边水调剖等方法，实现控水稳油，递减大幅度减缓，采收率明显提高，油田开发向良性开发转变。

关键词：天然水驱；合理流压；控水稳油；减缓递减

一、开发地质概况

（一）地质概况。英东高台子油藏位于松辽盆地南部，开发目的层为青三段高台子油层，包括1英43，144，152，138四个主要区块，含油面积6.5Km2，地质储量898×104 万吨。构造特点为断鼻和断背斜控制的油藏，构造闭合幅度12-17米，各层独立成藏，没有统一的油水界面。

主要含油层段为青二+三层段，平均砂岩厚度270米，平均单井有效厚度9.6米。孔隙度从10%到28%，平均为20.6%，平均渗透率176μm2。属于中孔、中渗油藏。油层含油饱和度为57%。原始地层压力17.9Mpa，饱和压力14.3Mpa。

（二）油田开发简况。英东高台子开发历程分为三个阶段：2000年11月到2002年12月为产能建设阶段；2003年1月开始为产量快速递减阶段；05年以来通过综合调整，进入良性开发阶段。

截至2005年末，油田投产油井150口，累积产油121.7万吨。采出程度13.42%，采油速度1.50%，日产液2752吨，日产油351吨，综合含水87.24%，自然递减27.1%。油田生产特点可以总结成“三高”：高含水、高采油速度、高递减。

二、油田存在的主要问题

从生产特点和开发形势看，油田存在含水上升速度快、递减大、采收率低等主要问题。藏开发技术政策不了解，没有树立正确的天然水驱油田开发主要表现在如下几方面：

（一）射孔投产方案制定不合理。英东高台子投产初期没有严格按照天然水驱油藏开发技术政策要求制定射孔方案，在正常情况下，底水油藏在没有隔层的层段射孔程度要求小于30%，有薄隔层的30-50%。边水油藏射孔程度可以达到70以上。

该区块底水油藏没有实施避射，无法有效地控制边底水锥进，投产后含水快速上升。

（二）生产压差大，边水利用效果查。由于平面和层内存在较强的非均质性，较大的生产压差带来非常大的采油速度同时，也加剧了边底水快速推进。从区块水侵情况看，大量侵入水被直接采出，边水利用效果较差。

以上两方面原因导致含水快速上升。

（三）生产层系组合不合理，层间矛盾大。从区块层间物性差异看，层间矛盾大，特别是青二和青三层段的矛盾更加突出，合采时低渗透层难以发挥产能。

（四）局部地层压力较低。地层压力低于原始地层压力的85%或低于饱和压力应该人工注水补充能量。部分油层由于没有科学合理评价各层的能量状况，地层能量不足导致油井快速递减，在143区块，青二层段地层能量不足，压力保持程度为原始压力的71.5%。

由于以上几方面原因，导致区块自然递减大，采收率低，稳产形势差。

三、主要做法和认识

针对区块开发中存在的问题，通过转变思路，科学定位，找准开发中的症结，以提高采收率为目的，采取科学合理的对策，使两个递减大幅度减缓，油田逐渐向良性开发转变。具体做法有以下三个方面：

（一）加强分层认识，缓解层间矛盾，发挥低渗层潜力。由于英东高台子独特的油藏特点，油层纵向上物性差异很大，多层合采后层间矛盾突出，影响低渗透层产量的发挥。

2005-2006年充分利用油藏监测手段，通过油水界面的研究和分层产状的认识，对高含水层进行堵水，2005-2006年共堵水28井次，累计降水15万方，增油1600吨，控制了综合含水不上升。

在分层堵水方面，做了以下两方面的工作：

1、立足油水界面认识，对高产液、高含水层段进行封堵，发挥低渗透层的产能。在英152区块，25，28号层为同一套井网开发，物性差异很大，合采层间矛盾突出，通过油水界面和层间矛盾的认识，对高含水层25号层封堵，2005-2006年共实施9口井，累计降水5.4万方，增油850吨。例如，英152井，堵水后单层生产28号层，增油降水效果显著。

为了彻底解决两个层的矛盾，2006年针对25号层部署两口水平井，通过水平井和堵水对一套井网的综合调整，形成了25号层以水平井和少数直井开发、28号层单层生产的局面，基本实现了25，28号层分层开采。

2、充分利用C/O、产液剖面、分层测压等监测资料，通过堵水控水稳油。2005-2006年，利用油藏监测资料进行分层产状认识，堵水取得很好的效果。两年来利用监测资料堵水10口井，降水9.5万方，增油550吨。

例如：152b-16井，2005年测得产液剖面25号层为高含水层，2006年对该层封堵，目前累计增油242吨，降水2500多方，从堵水后的产液剖面看，其它层得到发挥。

（二）通过合理流压研究和应用，减缓含水上升速度。英东高台子由于生产压差大，导致含水上升加快，因此需要对油井保持合理的生产压差。

从区块目前驱动形式看，溶解气驱动约占总体驱动能量的20%，因此，有必要通过控制生产压差防止油层严重脱气。

1、理论计算出油井最低流压。针对英东高台子的特点，借鉴同类油藏，利用公式计算出在不同含水阶段允许的最小流动压力，在中高含水阶段，最低流压不能低于7-9Mpa。

2、系统试井确定合理流压范围。在保证油井有较高产量的情况下，还要考虑含水上升速度的影响，从2004-2005年在152区块通过系统试井确定含水与流压的关系。初步确定合理流压范围在10.5-12Mpa左右。

3、利用单井统计，确定合理流压规律。通过单井数据统计，确定合理流压范围，从结果看，合理流压在10-12Mpa的井占总井数的70%，与试井的结论基本一致。

4、调整流压试验。利用系统试井的初期结论，对两口井进行调参验证，调整后含水下降，采油指数提高，效果较好。

5、大规模推广效果。根据前期的结论，对区块进行较大规模的调整。从2005年以来，共调整流压36井次，调整后含水上升趋势减缓，考虑减缓递减的作用，累计增油460吨，可采储量增加2200吨，采收率提高0.6个百分点。

（三）利用边水调剖技术，改善边水利用效果，提高了采收率

英东高台子区块油层平面和层内非均质性比较强，大部分侵入水被直接采出，存水量较低，导致含水上升速度快，随着含水的逐渐升高，这种矛盾越来越突出，因此，急需寻找油田降低递减、提高采收率的途径。

2005年下半年，引进了边水调剖技术，在2005-2006年末对英144、152、143区块进行调剖，采收率得到较大提高。下面以英144区块为例重点分析。

1、油藏地质特征及边水调剖的依据

（1）油藏地质特点与开发状况迫切需要边水调剖技术的实施

英144区块构造完整，油层分布稳定，储层非均质性严重，边水能量充足。由于边水突进，造成含水上升快、开发效果差，因此通过调剖提高采收率势在必行。

（2）油藏开发潜力大，有利于边水调剖技术的规模应用和增油效果的实现

英144区块，地质储量159万吨，调剖前采出程度为8.7%，具有很大的开发潜力。

（3）边水入侵方向明确，有利于边水调剖技术的实施和技术的发挥

通过研究，搞清了储层平面分布、沉积微相展布，结合油井生产状况分析、油井含水分级、边水示踪剂等综合分析，明确了边水突进的主要方向，为边水调剖技术的实施提供了可靠的基础。

2、边水调剖所应用的主要技术

边水调剖所应用的主要技术包括选井选层、调剖剂筛选、用量计算、施工工艺、效果评价等技术。

（1）调剖井位的选择

①选井原则。在选井原则上，主要有以下四点：

在边水主要入侵方向的上游；

高含水井；

为达到边水整体调剖的目的，所选择的井成线、成片分布；

优先利用原注水井。

②确定边水推进的方法。根据英144区块特点，有五种确定边水突进方向的方法：

沉积微相；

渗透率平面变化；

含水级别分布；

WI值；

示踪剂

根据以上选井方法，确定在144-5-144-7一线为边水突进方向。

（2）调剖剂筛选。根据144区块的地质特点，对堵剂有以下几点要求：

堵剂应具有良好的注入能力，能有效注入地层；

堵剂应具有可运移性，能够保证大剂量深部封堵；

堵剂应具有保持长期稳定的封堵能力；

确保堵剂足够的注入量，最大限度的封堵边水，避免绕流。

依据上述要求，综合考虑边水调剖井油藏情况，优选出钠土双液法堵剂。

3、调剖堵剂用量计算

英144区块调剖的主要目的是封堵边水推进路线， 只要对调剖井附近较大区域进行封堵，就能有效阻止边水向内部的推进，144区块调剖的注入量按容积法确定：

Q=π×r2×φ×ES×EV×h

其中：Q―堵剂用量 m3； r―封堵半径 m； φ―地层有效孔隙度； ES―面积波及系数； EV―纵向波及系数； h―调剖油层厚度 m。

通过计算

144-5井注入量为5540m3；

144-7井注入量为5510m3。

4、施工效果评价

从施工过程看，压力持续上升，反映出大孔道被有效封堵。从压降曲线看，随着调剖剂的不断注入，压降曲线斜率明显变缓，说明调剖剂对高渗带起到封堵作用 。

5、增油效果评价

①受效油井产油量上升，含水下降。144区块调剖后效果明显，受效5口井，其中4口井见到明显增油效果，初期日增油达到20吨，动态特点反映出产液量、含水大幅度下降。不考虑减缓递减，有效期166天，累计增油1630吨；

考虑到减缓递减的作用，有效期194天，累计增油2014吨。累计降水1.8万方。

②油藏采收率提高。调剖后油水比增加，28号层增加可采储量2.5万吨，目的层采收率提高9.3%，区块开发效果明显改善。

四、取得的效果和认识

（一）取得的效果

通过2006年各项工作的开展和实施，取得较好的控水稳油效果，区块的开发形势逐渐好转，实现了综合稳产。

1、含水上升趋势得到有效控制，2006年实现了综合含水不上升。

2、产量递减趋势减缓。自然递减比2005年减缓7.3个百分点。综合递减减缓9.2个百分点

3、可采储量增加37万吨，采收率增加1.6%，区块开发效果明显改善。

4、储采比增加，为区块今后实现稳产提供了保证。

（二）得到的认识

1、要保证天然水驱油藏较高的开发水平，必须严格执行天然水驱油藏开发技术政策。

2、要加强分层认识，合理组合开发层系，充分发挥低压、低渗油层的潜力。

3、天然水驱油藏可以利用控制流压来减缓含水上升速度，目前合理流压的范围在10.5-12Mpa之间，生产压差控制在2Mpa左右。

4、利用边水调剖技术是提高天然水驱油藏采收率的有效技术手段，合理选择与油藏物性相匹配的堵剂是成功的关键。