...1断块特高含水开发后期面临的形势及注采潜力分析.doc文档全文免费...
王丽霞
摘 要：采油作业一区管理着稀稠油断块21个，含油面积31.27km2，地质储量8226×104t。自1979年起陆续投入开发，到1994年以后进入高含水期，目前已处于特高含水期采油阶段，综合含水92%，稀油采出程度高达34.70%，稠油采出程度20.51%，大部分主力区块已进入开发后期，开发矛盾日渐突出。本文重点分析了作业区目前开发存在的主要问题，并针对目前的问题提出一些认识及潜力分析，确定了作业区下步工作的主要方向，为改善我区的开发效果提供了依据。
关键词：开发后期 水驱效果 采液速度 汽窜
1.概况
采油作业一区工区面积31.27km2，地质储量8226×104t。稀油区块03年以前由于受到周期注水效果变差和地层压力下降的影响，导致区块递减率上升。03年以后由于锦612大投产和锦98块整体复产，还有锦16兴大规模的注水调整和锦99杜大规模的转注工作，使得稀油产量保持了相对的稳定，稀油区块的递减趋势也得到了有效的控制；稠油区块递减率02-06年呈逐年上升的趋势，主要是稠油区块没有新的产量接替，老区块的地层压力越来越低，措施和热采效果也越来越差。2006年在锦16于南部区块利用水平井实施薄层稠油的二次开发之后，07年综合递减才得到有效控制，07年锦612兴实施规模投产也是08年综合递减保持稳定的最主要原因。
截止2018年2月，我区共有油井总井629口，开井388口，日产液11451t/d，日产油881t/d，含水91.1%，采出程度31.01%，采油速度0.45%。
2.目前存在的主要问题
作业区标定采收率35.4%，目前采出程度31.01%，根据作业区目前的主要开发指标来看，目前已处于开发后期。稀油主力注水区块经过30多年的注水开发，层间矛盾突出，高渗层高含水，低渗层供液差。小断块及低渗区块吸水能力差，改善难度大，区块开发效果差。稠油主力区块已处于吞吐开发末期，地层亏空大，汽窜现象越来越严重。
2.1注采井网不完善，且地层吸水能力变差，水驱效果差
地层吸水能力差，部分水井及部分层段达不到配注要求，水驱效果变差，造成对应油井供液差。通过对2007年分层测试统计，发现有6口井6层两次分层测试都显示欠注或不吸水，有34口井38层一次分层测试显示不吸水。2008年分层测试统计有25口井26层欠注或不吸水，其中有3口井3层两次显示欠注，22口井23层一次显示欠注。这部分层段由于不吸水动用程度差，挖掘潜力比较大，这将是下步增注挖潜的方向。
2.2井况差严重制约区块挖潜
目前作业区油井614口，开井338口，油井利用率仅55.0%。其中因井况原因导致停产的有67口，带病生产的油井73口，占开井数的21.6%；水井160口，开井105口，水井利用率仅65.6%。其中因井况原因导致停注的有16口，带病生产的水井9口，占开井数的8.6%。在油田高含水开发的中后期，如此低的油水井利用率很不利于油田开发效果，且井况差严重制约了作业区的油水井的措施挖潜。
2.3稀油区块采液速度低
含水随着采出程度的增加而上升是水驱油田的客观规律，只有在采液量增长速度大于含水上升速度的情况下原油产量才能上升或稳定。在保持最大排液量的情况下，产油量随含水的上升而下降；在产液量逐年下降、含水逐年上升的情况下，年产油量必然加速递减。
3.开发后期的潜力分析
3.1调整注水的潜力
加强稀油区块剩余油分布规律的研究，对部分剩余油相对富集的井区可继续进行局部调整，通过部署新井和油井转注工作，完善平面上的注采井网，继续调整区块平面上的产液结构，改变液流方向，从而改善驱油效果。
3.2停产井复产的潜力
部分停产井当初因供液差或高含水停产，井况没有问题，地层中流体经过一段时间的重新运移之后，油水关系已发生变化，且经过不断的注水调整工作之后，这些井已具有一定的复产潜力。可直接复产的分为一类井，需措施复产的分为二类井，主要集中在小断块的挖潜。
3.3改善注水后整体提液的潜力
主力注水区块锦16兴注采系统经过多年的调整，目前已趋于完善，虽然锦16化学驱对老井井网有一定的影响，但是通过地质注水调整和高压增注等手段，可以改善
目前区块的注水形势，在此基础上选择高含水、低液量油井增排，有望获得提液增油，提高采出程度的效果。而且在稀油区块开发的特高含水期，通过提高单井液量是达到区块稳产的普遍做法，因此具有相当大的潜力空间。
3.4新工藝技术实施的潜力
2016年在欢17兴块锦8-31-292侧井实施大剂量调剖技术的成功给老区稠油的开发注入新的活力，由于该项技术投资成本高，在措施选井上要认真分析单井或井区的剩余油潜力，为大规模实施该项技术提供可靠的资料。
2016年经过改进后的投球选注技术在我区进行了一系列的探索性试验，虽然实施的时间较短，但已取得了明显的增油效果，下一步将跟踪好这些试验井的生产情况，摸索出改项技术在我区的选井条件，改善老区稠油的热采效果。
4.下步挖潜方向
4.1做好稀油区块的注水调整工作，加强注水管理。
作业区将实施新的配注方案，认真落实并及时反应油水井组的动态变化情况。加强地面的注水管理，保障增注泵的正常运行。建立注水井水质台帐，跟踪注水区块水质情况，保证水驱效果。加强加盐站的注水管理，专人负责跟踪，保证区块注入水的矿化度。
4.2认真执行三大生产预案。
边远长停井复产增产预案、老区油井管理挖潜增产预案和天然气挖潜增气预案
4.3继续加大稠化油堵水工作力度。
稠化油堵水技术为一项短平快的堵水增产措施，一直在我区应用效果较好，是我区主要上产措施，在限产控成本的严峻形势下，2018年要继续加大稠化油堵水的力度，计划实施稠化油堵水50井次，预计单井日增油2吨。
4.4做好新工艺地质措施的效果评价。
4.5加强水平井及重点井的生产管理，保证油井产量平稳。
4.6加强动态监测资料的录取工作。
做好重点区块重点井的动态监测资料录取工作，特别是锦16化学驱油水井的液量、含水、液面及压力资料。结合化学驱项目部及时对注采井组进行分析，并调整油井生产参数。
