老油田高含水区块开发政策研究与思考

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摘 要：吉林油田扶余油田是开发近50年的老油田，先后共经历了三次全面调整，原油产量曾跨跃100万吨。但随着二次开发全面展开，井网、井况、地面系统得到改善，新的开发矛盾暴露明显，出现了无效水循环严重和类稠油区开发效果差等诸多问题，稳产难度逐年加大。为了使扶余油田持续稳产，对开发现状进行了详细的评价，对存在问题的影响因素进行了深入的剖析，并对下步开发方向进行了初步的探讨。

关键词：稳产 注水 开发

扶余油田是已经经历了50年开发历程的老油田，随着开发时间不断增加，已经进入了高含水阶段，如何使老油田稳产、上产已成为目前所面临的最大难题。

一、老油田二次开发以来存在问题剖析

注水开发区含水上升快，注水波及体积增加难度大。扶余油田目前注水开发区自然递减为14.7%，稳产难度很大，其主要原因是含水上升快，老井含水上升率为2.2%，新井含水3年左右时间即达到老井的水平。

通过分析判断得到导致含水上升，无效水循环主要有四方面因素：

一是储层非均质，无效水循环严重。扶余油田水下分流河道广泛发育，主力小层砂体连续性好，储层发育多为正韵律，底部水洗严重；而且储层存在微裂缝，注入水顺着物源和高渗条带突进，无效水循环比较严重。

二是密井网注采反应敏感，注采调控难度大；近年由于井网大面积调整，井网密度增加，井、排距减小，注采反应灵敏，注采调控难度大，以及配套的注水技术政策及调整不适应新井网的需求，含水上升快，油田稳产难度增加。

三是扶杨油层、扶余油层内部干扰严重，储量未得到充分动用。

四是油田经过多年放空生产，原油粘度有增加现象，在注水开发过程中容易出现指进，导致含水上升快，难以控制。针对上述问题，需要进一步研究密井网条件下的注水技术政策，扩大调剖、堵水规模，开展注化学药剂的办法降低原油粘度，同时通过开展扶杨层系细分、扶余内部细分以及工艺分采等技术手段减缓层间、层内、平面三大开发矛盾，控制无效水循环，扩大水驱波及体积，改善水驱开发效果。目前稀油区水驱采收率为35%，注水波及体积系数为70%，如果波及体积系数提高到80%，采收率即可达到40%，油田开发稳产水平将会得到进一步提高。

二、扶余油田开发政策研究对策

1.宏观控制，针对目前存在的矛盾，结合现阶段实际情况，急需围绕精细水驱改善开发效果提高采油率、提高油田开发水平，开展扶余油田深度二次开发工作。

以精细地质研究、精细分层认识为基础，以精细水驱挖潜为手段，以精细开发管理为保障，针对油田开发存在的问题和潜力，综合应用细分、调堵、引效等各项精细水驱技术，科学制定挖潜方案，深入挖掘潜力，夯实油田稳产基础，减缓自然递减、控制含水上升速度。同时做好各项技术攻关和开发试验工作，强化工程保障，提升管理水平，不断提高油田开发水平。

1.1进一步深入开展精细油藏研究，夯实深度二次开发认识基础。

1.2深化水驱规律认识，探索和攻关细分层精细注水技术。

1.3剖析井网存在问题，开展深度井网重组，实现层系细分调整。

1.4加大三次采油技术攻关，探索和储备提高采收率多种途径与技术方法。

2.量化细则，老油田老区块要实现稳产所面临的问题突出，实现的难度大。最重要的是要解决注水问题。扶余油田要解决好注水问题需从六个方面做工作：

2.1深化油藏基础研究，为方案制定奠定基础。研究不同渗透率储层、不同水质水驱规律研究，制定密井网条件下水驱技术对策。

2.2及时优化注水方案，确保油井产能发挥。要做到精细、完善、及时，这样尽可能最大话了注水方案调整的作用，同时也减少了不必要调整方案的时间和精力，使油井在最短的时间内达到最合理的工作制度。

2.3规模开展周期注水，进一步减缓递减。周期注水是一项长远的注水政策，通过对不同储层进行不同强度的注水，减缓油井递减，同时能够有效的提高采收率。

2.4开展调剖、堵水工作，控制无效水循环。注水不是一个单一的工作，多种措施有效的结合才能使油井达到最合理的工作机制，控制无效水循环可以有效的控制油井含水上升率。

2.5积极完善注采井网，改善区块开发效果。注采井网的不完善使得油井边部的剩余油无法开采，严重的抑制了油井采收率，合理的井网有利于油田长期注采的平衡，对油田长远发展起着至关重要的作用。

2.6恢复注水井、治理欠注井，保障注够水。油田开发需要尽可能的减少由于水井自身状况而无法有效的落实方案。

三、结束语

随着油田进入二次开发阶段，通过借鉴其他油田先进经验以及结合自身实际情况，总结出一套针对扶余油田特征的开发政策，使得老油田再二次开发上得取得新突破，同时也为其他类似油藏性质的老油田提供了可供参考的有效资料。

参考文献

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