南一區西部過渡帶高含水采油井綜合挖潛做法效果及認識

摘 要：南一區西部過渡帶開發區近幾年來套損嚴重，并且已進入高含水期采油階段，如何控制含水上升，延緩產量遞減，增加可采儲量，是現階段改善油田開發效果的關鍵。本文針對高含水采油井存在的主要矛盾進行分析，在精細地質研究成果的基礎上，采取綜合措施，保證區塊開發效果。

主題詞 高含水采油井 綜合挖潛 做法 效果 認識

1、基本概況

南一區西部過渡帶1961年3月投入開發，管理面積5.3Km2，地質儲量1570.6×104t， 1973年進行一次加密調整，1998年二次加密調整，2006年三次加密調整，截止到2009年12月，共管理油水井406口，其中采油井235口，注水井171口，累計注水1655.2956×104m3，累計采油417.1665×104t，綜合含水90.91%，采油速度為0.89%，采出程度26.6%，地層壓力9.8MPa，總壓差-1.87MPa，自然遞減9.9%，綜合遞減8.5%。含水大于94%采油井占區塊33%。高含水采油井治理迫在眉睫。

2. 高含水井的形成原因

2.1注采不完善

南一區西部過渡帶共有擴邊井35口，由于地層條件較差，油層薄，滲透率低，油層發育連續性差、連通差，注采不完善，導致其中7口采油井高含水，平均日產液13.6t， 平均日產油0.6t， 平均含水95.5%，平均沉沒度170.43m。占高含水井的比例為11%。

2.2層間矛盾

根據滲流力學原理，厚度大、孔隙度大、滲透率高的油層滲流阻力小，具有吸水能力強，注水見效快的特點；相反，厚度小、孔隙度小、滲透率低的油層滲流阻力大，吸水能力弱，注水見效慢。油層吸水能力和出液能力的不同，造成油層間的相互干擾。

南一區西部過渡帶基礎井網采油井8口，縱向上各類油層相互疊加，各類油層的物性、巖性等方面都存在著很大的差異。其中有4口采油井高含水(其中高含水關井1口)。

南一區西部過渡帶三次加密采油井131口，三次加密調整井射開的目的層大多數是三角洲內外前緣席狀砂體和水下分流河道砂體，這兩類砂體特點或是厚度薄、滲透率低，油層發育連續性差、連通差，加上中高滲透率油層的干擾，油層動用差，其中26口高含水，占高含水井的比例為39%。

2.3套損影響

2009年12月，區塊套損注水井16口，由于套損造成采油井在平面上或縱上注采不完善，加劇了油田三大矛盾。導致連通采油井18口高含水，占高含水井的比例為27%。

2.4泵況問題

2009年12月，共有泵況問題井12口。占高含水井的比例為18%。

3、綜合挖潛做法

3.1采取采油井轉注、注水井酸化改善擴邊采油井生產狀況

對擴邊采油井連通的注水井轉注1口、解堵2口、壓裂2口，以改善采油井生產狀況。

3.2針對層間矛盾，分析搞清地下油水分布狀況和變化規律

下面是高含水采油井治理實例

采油井南1-1-23井自2007年2月一直高含水關井，該井射開27個小層，射開砂巖厚度37.2m，有效厚度11.2m，地層系數2.981μm2.m。周圍連通4口注水井。平均連通小層數21個，平均連通砂巖厚度221.1m，平均連通有效厚度9.8m，可以看出，南1-1-23井地層條件好，與注水井連通狀況好。

采油井高含水開井前，我們認真分析，南1-1-23井油層發育好較好層有3個，分別為薩Ⅱ2、薩Ⅲ4+5、葡I3+4，平均射開砂巖厚度4.3m，有效厚度2.7m，其它24個小層，平均射開砂巖厚度1m，有效厚度0.1m，本井存在層間矛盾。

針對問題我們對注水井進行調整，從連通圖看，只能在薩Ⅱ11-薩Ⅲ1、薩Ⅲ6- 葡I2、 葡II組三段薄差層上做工作。葡II組周圍注水井空咀子注水，目前無法提水，于是，我們對其它兩段的連通注水井進行提水。從沉積相帶圖看，薩Ⅱ11-薩Ⅲ1、薩Ⅲ6- 葡I2兩段中，平面上薄層席狀砂與表外儲層相間分布，砂體連續性好。周圍4口水井，與本井構成一類連通和三類連通。通過分析，認為加強薄差層注水，能緩解層間矛盾，充分挖掘剩余油。針對采油井存在問題，提出注水井可行性措施。

3.2.1通過注水井測試調整，加強差油層注水，挖掘剩余油

連通注水井南1-1-122于2010年7月22日測試上調。將與南1-1-23連通的薩Ⅲ10-葡I7（連通8個小層）日配注由30 m3/d上調到50m3/d，措施后，日實注增加15m3/d。

3.2.2利用注水井細分解決采油井層間矛盾，控制高含水

連通注水井南1-12-側斜20于2010年5月26日細分，吸水剖面顯示，細分前后對比，薩Ⅱ9--Ⅱ13層段中與南1-1-23連通的7個小層相對吸水量由14.71%上升到34.22%；薩Ⅲ2-Ⅲ7層段中與南1-1-23連通的1個小層相對吸水量由0上升到6%；分層注水合格率100%。

3.2.3采取注水井壓裂措施，增加采油井來水方向，緩解平面矛盾

另一連通注水井中102-側斜212井投注后吸水較差， 2010年4月10日多裂縫壓裂后，8月18日吸水剖面顯示與南1-1-23連通的薩III10及以上6個小層相對吸水量占全井66.7%。

南1-1-23于2010年7月23日抽轉螺后高含水開井后，供液能力充足。8月14日又及時上調參放大生產壓差，2010年8月與對比高含水關井前，日增油0.8噸，含水下降1.3個百分點。取得較好治理效果。

2010年，加大增注措施，解堵7口、壓裂4口改善注水井吸水狀況；針對層間矛盾采取細分3口調整吸水剖面。

3.3及時修復套損井、完善注采關系

2010年采油井大修開井5口；注水井大修開井7口。連通未措施采油井5口含水下降1.3%。

3.4加大檢泵力度，控制含水上升

2010年檢泵132井次，措施前后對比，含水下降0.7%，及時控制了區塊含水上升。

4、取得的開發效果

依據精細地質研究成果，針對局部難采剩余油挖潛問題，實施注水井措施，達到提高油層內剩余油動用和薄差層吸水能力的目的，同時控制采油井高含水，減少低效無效循環注采水量。

4.1油層動用狀況得到改善

治理前后，對比4口井產液剖面，產液層數增加8個，產液砂巖和有效厚度比例分別提高了5％和28.5％；對比18口井吸水剖面，吸水層數層數增加6個，吸水砂巖和有效厚度比例分別提高了5.6％和6.6％，吸水和產液狀況均得到了改善，油層動用程度得到提高。

4.2含水上升得到有效的控制

區塊2010年12月綜合含水91.8％，月含水上升速度0.08%，低于去年0.03%，年含水上升速度低于去年0.04%。綜合含水得到了較好的控制。區塊含水大于94%采油井由33%下降到31%。

4.3層系間壓力差異縮小，高壓狀況得到緩解

二次加密井網地層壓力保持穩定，基礎、三次加密井網地層壓力下降，全區地層壓力穩降到9.8MPa，基礎與二次加密井網層系間的壓力差異縮小，三次加密井網高壓狀況得到緩解。

5、目前存在主要問題及下步主要工作

南西過經過治理，開采狀況得到了一定改善，但是目前油水井待大修井仍有37口，其中注水井21口（更新3口），采油井16口（更新1口）；大修后未開井14口，其中注水井待作業1口、待射孔5口，采油井待作業2口；待射孔6口，注水井完不成配注井仍有47口，其中三次加密井34口；含水＞94%的有66口，其中泵況異常井16口。

為了進一步改善區塊開發效果，應繼續加強綜合治理，以井組為單位，結合沉積相帶圖，小層連通圖，進行油水井動靜態分析，加快套損井修復速度，加大低注井增注措施力度，完善注采關系，加強“兩低”、“三高”井區治理力度，縮小區塊分層系壓力水平與周圍區塊差異，充分發揮油井潛能，使區塊達到較好的開發效果。

南西過綜合治理剩余工作量

6、幾點認識

6.1高含水開井前，應對連通注水井及時采取針對性措施，最大限度挖掘剩余油。

6.2注水井及時做好措施前培養和措施后保護工作，保證油井有充分供液能力。

6.3壓裂是改造油層滲流能力最有效的手段。

6.4認真分析選好井、選好層，有針對性對油水井采取同步治理措施，能收到較好效果。