特高含水期分类油藏低成本开发技术应用研究

李钱钱

中原油田文卫采油厂地质研究所 , 山东省莘县 252400

【摘要】文卫马古油田目前已进入特高含水开发后期（含水92.0%），低油价新常态下措施效益越来越低、油水井措施急剧压缩，以往常规的油藏研究和调整思路难以满足特高含水期油藏效益开发、可持续发展需要，积极开展了特高含水期低成本开发技术应用研究。通过现场应用，井组稳升率提高，自然递减得到了有效的控制，达到特高含水期油藏的效益开发，在低油价新常态下对特高含水油藏深化水驱、稳油控水具有较好的推广应用价值。

关键词：文卫马古油田 特高含水开发后期 低成本开发技术

一、地质概况

文卫马平油田位于东濮凹陷北端，横跨中央隆起带和西部斜坡带两大构造单元，断裂构造极其发育。包括文明寨、卫城、马寨和古云集四个油田共46个油藏开发单元，含油面积57.5km²，地质储量9332×10⁴t。

开发中存在的问题：1、井况损坏严重，严重影响精细挖潜。文卫采油厂41个注水开发单元油水井总井数1439口，水井总井679口，近几年油水井损坏速度加快，且修复难度越来越大。2015年底累计损坏油水井463口（油井199口，水井264口），关停井115口（油井56口，水井59口），带病运行井119口（油井42口，水井77口），损失的水驱动用储量212.3×104t，可采储量81.1×104t，井况问题严重制约了油藏的精细挖潜。

2、低油价情况下产能建设停止，措施工作量压缩，产量压力大。统计近10年新井，新井井数均在40口以上，年产油量在2.5×10⁴t以上，另外低油价下效益约束新井和措施工作量，导致工作量大幅度压缩，产量压力大。

3、层间动用不均，分层调控制难度大。由于中渗极复杂断块油藏含油层位多、非均质性严重，目前偏心配水工艺不能满足大压差井多级段细分要求；低渗复杂断块油藏储层物性差，埋藏深，注水压力高, 高压分注难度大。油田开发后期井筒状况日益复杂，套损井和换井底井逐年增多，影响水井分注和细分。4吋套井多级细分注水技术基本成熟，但应用规模较小。

截至目前我厂共有水井683口，开井426口，其中不能完全满足地质要求注水井344口，其中因套损、高压等影响未能分注井205口，因层间压差大、套损影响未细分井139口。受非均质性严重、井筒复杂等影响，层间动用不均，分层调控难度大。

二、改进与完善内容

主要针对事故井增加等因素影响开发矛盾加剧，剩余油分布日趋复杂，措施挖潜难度大、措施挖潜效益低的问题，加强了“精细剩余油进行定性、定量研究和不稳定注水驱油机理及适应评价”，精细描述了剩余油形成因素和分布类型，创建了特高含水期分类油藏动态调水技术集成挖潜模式。形成一套适合特高含水期油藏建立有效驱替的分类调水技术。结合两项研究和评价结果最终建立特高含水期分类油藏调水技术集成挖潜模式，通过建立有效驱替提高水驱波及体积。

1. 特高含水期油藏精细剩余油研究

针对特高含水开发期剩余油分布认识零散认识挖潜难度大的的问题，在精细构造研究的基础上，以断块、井组为基本分析单元，以油藏动态分析资料、新钻井解释成果及监测资料分析为依据，应用开发地质学方法、油藏工程方法、油藏数值模拟、系列测井技术、地球物理学方法、矿场动态监测资料的数理统计方法及检查井取心分析法进行了油田特高含水期剩余油分布的定性和定量描述，提高了油藏剩余油分布特征和开发潜力的的认识。细化剩余油水淹级别，重新绘制剩余油图，剩余油差异化富集，修正86张小层的剩余油分布图。从中找出井网相对完善适合实施分类调配挖潜的潜力区。

平面上：

一是构造边角潜力区：剩余可采储量 56.3万吨，占 10.1% ，主要集中在文明寨为主的单采单注或多井封闭小断块。

二是水动力滞留区：剩余可采储量73.6万吨占13.2% ，指现井网平稳注水状态下波及不到的弱流线潜力区。

层间：剩余可采储量 36万吨，占6.5%，主要包括以马寨油田为主的因井况损坏无法分注井和因层间压差大分层调配困难形成的剩余油。

层内：剩余可采储量27万吨占 4.8%，主要集中在层系单一的卫城浅层区块和文明寨油田具有韵律层段的大厚层内。

2. 高含水期油藏低成本开发技术研究

（1）不稳定注水驱油机理及适应评价：油层是一类复杂的孔隙介质，在研究中通常可简化为毛管网络。由于其孔隙非常小，油、水界面特性对油和驱油剂（例如水）的流动具有主导作用。也就是说，与通常的管道流动不同，控制油、水在油藏孔隙中流动的力系不仅仅是压力、粘滞力、重力，还包括油-水界面张力。

（2）注采耦合驱油机理及适应评价：耦合效果：既能驱替非主流区剩余油，又能够解决控含水与保持能量难以有效统一的问题，

适应：极复杂油藏单采单注封闭小断块，挖潜边角剩余油。

利用数值模拟方法，开展多井大井组注采藕合研究：

剩余油特征分区：①主流线区：中间注采连线附近区域，水淹程度较高；②非主流线区：注采井连线区水淹程度低，注水见效慢；③夹角区：断层夹角或储层边界区域。

从驱油机理注采耦合开发，适应文明寨油极复杂断块油藏，主要针对封闭小断块控制含水与恢复能量难以有效统一的问题，创新实施注采耦合开发模式，挖潜边角剩余油。

三、现场应用效果

文卫马油田通过低成本开发技术集成应用，实施差异调配，通过不断优化调水方式，改变流线调流场，近四年每年调配见效增油均在1.1×10⁴t以上。2020年上半年累计动态调配651井次，日增油能力65.8t，见效累增油4430t，相当于减缓递减2.84个百分点，低成本开发获得了非常好的效果。

1. 注采藕合驱边角：主要对极复杂断块油藏封闭小断块，推广注采耦合开发实验，挖潜边角剩余油。实施调水35井次，见效7个井组，见效日增油6.7t，年累增油580.9t。

一是单注单采封闭小断块，实施间注间采实验，如明471-209井组注水井明209井先动停，根据油井能量定关停周期；再油井明471关停，注水井明209注水，根据明471井液面定油井关停周期，摸索井组油水井关停周期，实施间注间采实验，目前已达到了一定的增油效果。

二是多注多采封闭小断块，利用老井通过优化注采方式和注采参数调流场。如明206侧井组二注三采，通过控、引、调改变主流线注水方向，实现平面剩余油的有效动用，取得了比较好的效果，对应油井明400C、明394见效，井组日增油2.2t。

2. 综合调水调流场：主要针对平面水动里滞流区和层间动用不均的复合大井组实施立体综合调水调流场，驱替弱流线区和潜力层剩余油。实施调水113井次，见效22个井组，见效日增油21.2t，年累增油3706.9t。

一是结合注采结构调整调流线，如明112井2016年1月6日含水上升100%，分析为明395沙三上43，实施动停，另一方向水井明195实施上调水加强注水，油井明380井实施塞封堵沙三上43，改善平面水驱方向，对应油井明112见效，见效日增油3.3吨，明380井上返三上41，日增油13.0吨，含水下降84.6个百分点。

二是分层段交互注水调流场，卫305-21井组二注二采，通过对水井卫305-21、29井进行层间交互注水，两口井分层不稳定注水相当于分井分层分别实施变强度注水，缓解了平面及层间矛盾，，对应井组见效日增油1.5吨。

四、认识及体会

1. 充分结合注采流线、综合运用动态分析法、数值模拟等多种方法细化水淹级别及潜力分类，是油藏特高含水期开发期精细剩余油研究的重要手段；

2. 特高含水期分类油藏动态调水的集成应用，实现低油价常态下特高含水期油藏深化水驱和效益开发，具有较好的推广借鉴作用。

参考文献

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李钱钱13393375880河南省濮阳市华龙区孟轲乡和枫雅居136-2-601（1本）

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