| 标题 | 埕岛油田馆陶组油藏提液实践 |
| 范文 | 张春先等 摘要：埕岛油田馆陶组主体油藏进入中高含水期后，油井含水上升速度快、稳产难度大是该开发阶段最大的困难。在近几年的开发工作中，不断探索新思路、新方法，取得了良好的开发指标，形成了关于优化注采调整和油井措施提液方面具有指导意义的实践经验和做法。 主题词：层间矛盾；水井测调；注采调整；提液 1开发简历及存在问题 埕岛主体馆陶组油藏1993年投产，自2000年7月进入注水开发阶段，采用一套层系不规则四点法面积注采井网注水开发，2008年8月开始进行加密调整、细分开发层系开采，分为Ng1+2-3，Ng4-6两套开发层系，逐步完善上下两套注采井网。 随着开发的深入，油井含水不断上升，目前综合含水达到了77%，进入中高含水期，目前所处的开发阶段含水上升速度快，稳产难度大。通过对提高采收率潜力、目前阶段开发矛盾、开发管理薄弱点等的深入分析，认为目前水驱开发主要存在以下问题： 一是馆陶组油藏非均质性严重，而注水“三率”低，油藏层间矛盾突出。井间、层间吸水差异大，注水波及系数低，含水上升速度快。 二是单井产液量低，区块采油速度低，迫切需要提液实现老区稳产。通过几年来的强化注水，注采井网逐步完善，地层压力水逐步上升，具备了提液条件，但如何能够保证提液稳产，控制含水上升速度，最迫切的就是改善吸水剖面，缓解层间矛盾，从而释放层间潜力，确保提液增油； 2油藏提液探索与实践 2.1分析油藏潜力，找准措施方向，油井提液见成效 上层系的特点是原油粘度大，含水低，注水见效慢。通过近几年较高注采比的强化注水，地层能量逐渐恢复，2014年地层压力由11.0Mpa上升至11.7 Mpa，恢复了0.7 Mpa。上层系油井尤其是注水较早的南部油井已经达到了提液条件。通过深化注采分析，精细油井潜力研究，努力查找单井潜力，对CB11NA-9采取补孔潜力层Ng1+23+4层作业；对注采对应完善，油层压力较高的CB22C-1-2-5采取拔滤，分层挤压充填防砂改造地层作业；对CB11NB-8井实施了氮气泡沫负压返排、一步法充填防砂的新工艺作业，5口井作业后取得平均单井日增液74.7t，平均单井日增油12.1t的显著效果。 CB12区近几年一直采用强化注水，地层能量保持持续稳定的回升，目前在地层压力水平11.6MPa，相比去年恢复了0.4MPa。而且加密调整后，通过对12C-6、12B-4、12A-1的转注和12D-3、-4、-5、-11新水井的投注，注采井网已基本完善。2014年针对该区加大测调力度，使得该区分层注水层段合格率达到82.9%。在此基础上，管理区开展了对12区油井的提液，通过对该区的油井措施潜力分析，认为12B-3、12A-3井地层能量充足，具有大泵提液潜力。根据具体情况，逐井制定了措施作业方案：对12B-3井下大泵作业；对CB12A-3井补孔潜力层Ng51层下大泵作业；对CB12D-1井進行卡封高含水层Ng6263+4层，单采Ng52+3层作业；对CB12D-9井进行拔滤，挤压循环充填防砂。实施后，CB12区提液效果显著，该区4口措施井平均单井日增液52t，平均单井日增油15.4t，年增油达到了2.6万吨。 2.2通过水井测调改善注入剖面，挖掘剩余油 2014年初注水层段合格率只有54.4%，层段合格率低，层间矛盾得不到改善，注采调整就缺乏有效手段。因此，急需提高分层注水合格率，提高注入水的波及系数，挖掘层间、井间剩余油。 2014年共实施水井测调15口，成功9口，层段合格率由54.4%提高到74.2%，扩大了注水波及系数，分层注水效果得到明显改善，对应油井有10口受到明显效果，累计增油6044.1t。 2.3注采调整控制含水上升速度，实现注采平衡 根据提液需要提前做好水井配注准备，重新计算各层配注量，先期强化注水，为油井提液打好物质基础。水井测调上，优先实施提液油井对应水井的测调，优化注入剖面缓解层间矛盾。 如：CB11NA-6井原生产层位Ng61层，2014年3月实施了补孔Ng4551535455层、分层挤压充填防砂的提液措施作业，作业后日液能力达到185.8t，比作业前增加了145t，但是含水为95%，日油能力只有8.0t。通过分析，确定高含水原因是原生产层位Ng61作业后堵塞解除，潜力得到释放，供液过强，抑制了其它层位的供液，导致该井含水居高不下。该层边水能量强，且无对顶水井，因此我们通过对注水井CB11H-6井实施水井检修，补孔Ng61层，以对顶Ng61层边水，同时，对欠注水井CB11D-6井实施测调，上调该井Ng61层注水以满足配注。对应油井CB11NA-6井含水开始缓慢下降，至目前11NA-6井含水在89.3%左右，比作业初期增日油能力13.8t。 2.4油井提液与水井分层调配相结合，提高措施增油效果 制定油井提液措施时，不仅要注重提液井本身的层间潜力，细化工艺措施提升油井液量，而且要提前规划准备，做好对应水井的分层调配工作，通过改善水井注入剖面来最终改善油井的采液剖面，达到提液增产的目的。 例如：CB11NA-1井提液前原生产层位Ng56156261，多层合采，日液能力38.2t，日油能力9t，含水76.5%，为中一区的一口低液低产井。该井层间矛盾严重，含水变化幅度大，曾一度高达90%，出水层位Ng61距离边水水线近。在该井提液措施作业前，考虑到提液后油井采液剖面的改变可能导致含水的快速上升，采取“内科调理”和“外科手术”一起实施，首先针对对应水井CB11NB-2井Ng61层不吸水的情况进行了投捞调配，改善水井的注入剖面，然后通过工艺措施下大泵提液，作业后该井日液能力108.5t，日油能力36.1，含水66.7%，取得了日增油27.1t的显著效果。 2014年优选提液油井，集中对中一区低产液井进行了提液治理。中一区是注水较早、地层压力水平较高的区块，平均地层压降在2.4Mpa左右，具备提液潜力。通过下大泵、补孔、采取工艺措施对地层进行改造，释放油层潜能，措施后油井液量提升幅度大。2014年共实施了8口油井的提液措施作业，日液能力上升了533.8t，日油能力上升了123t，平均单井增日液能力66.7t，平均单井增日油能力15.4t，含水下降0.7%，取得了显著的效果。 3开发效果分析及结论 3.1油藏液量得到稳步提升 区块液量由2013年底的8557上升到9416t，上升了859 t；平均单井产液量由85.6t上升到98.1t；液量在30t以下的低产液井由14%减少到到9%；单井产油量由2013年底的18.7t上升到20.7t，上升了2t，实现了提液增油。 3.2结论 从埕岛油田馆陶组主体油藏提液效果分析来看，目前馆陶组油藏已处于提液的最佳时期。在下步的提液工作中，可以优选地层压力高、注采完善的油井优先进行措施提液，在油井措施后通过注采调整、水井分层调配来保证、提高油井提液效果。 参考文献： [1]隋军发展核心技术，强化精细管理，不断提高大庆油田开发水平.大庆石油地质与开发，2006 [2]韩丽卿.现场油水井动态分析方法.东营：石油大学出版社，1991 [3]陈元千，李H著.现代油藏工程.北京：石油工业出版社出版，2004，（4） 作者简介：张春先，1985年生，男， 2009年毕业于中国石油大学（华东），现从事海上采油工作。 |
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