單六西區塊潛力分析

【摘要】單六西單元位于單六塊西部，隨著勘探開發程度的不斷提高，受老區井況逐年惡化、水淹加劇，平面、層間矛盾日益突出，油井綜合含水持續上升，停產井逐漸增加等諸多因素影響，挖潛難度逐年加大。針對以上客觀事實，近年來在高含水老區立足治水，長停井扶停，挖掘層內、層間及平面潛力。本文主要根據該區塊油井歷周生產情況及剩余油分布規律，摸排高含水停產井，采取大修、防砂扶停及轉周扶停等措施，實施層內挖潛，挖潛層內剩余油。通過對該區塊目前現狀的分析和總結，結合今年的主要工作，對存在的問題進行深度剖析，加深了對該區塊的認識，并提出了下步的工作方向。

【關鍵詞】潛力；采收率；工作方向

1.單6-10-3井區滾動擴邊的潛力

單6-10-3井屬于單六西沙三段，射開ES3，1082.0m-1098.0m，16m/2層，該井為2011年單六西的開發滾動新井，先期采取壓裂、繞絲管防砂方式，第一周2011.1.12-1.29日注汽，注汽量3480噸，干度為70.4%，流溫流壓資料顯示：井內全部為蒸汽，注汽效果較好。

單6-10-3井第一周2.6-2.9日放噴，最高油壓5MPa，放噴時峰值溫度97度，峰值液量68.9噸，峰值油量3.3噸，含水95.1%。2.16日下泵開井，開井后采用電加熱，液面下降快，2.16、18、21日測試液面分別為152米、528米、843米，說明該井地層能量不足。開井后峰值溫度82度，峰值液量26.1噸，峰值油量12.9噸，含水50.3%。為延長生產周期，3.13日采取單井拉油措施，放大生產壓差，5.4日停井轉周，累計生產78天，周期產油478噸，產水1002噸，綜合含水67.9%。化驗粘度為14520毫帕.秒。第二周轉周6.17-7.1日放噴，放噴峰值液量66.7噸，峰值溫度97度，峰值油量11.6噸，最高油壓6.0MPa。7.9日下泵開井，本周開井后溫度、液量都不是很高。但是從第一周和目前的生產狀況來看，平均每天產油7t左右，說明該區塊具有進一步的挖潛能力。

通過對該區塊的深入研究，根據該區塊的特點以及潛力，目前廠地質所已經對該區初步部署15口油井待實施。

2.完善動態井網，提高采收率

單六西因大面積水淹，油井高含水停產井多，措施、轉周選井困難，另外加上井間汽竄平頻繁、出砂等現象，直接影響正常生產。因此需要進一步深入井間、層間剩余油分析，從停產井中尋找潛力點，積極開展油井扶停措施。

3.尋找剩余油

翻開 “油井檔案”，逐井仔細研究推敲，并繪制開采現狀圖，發現6-10X42井區、6-16X12井區、6-10N12井區、單115西部井區等井網控制程度差，累采油量比較低，剩余油較為富集。因此，確認從這3個區域挖潛剩余油。

4.確定潛力井點

翻開 “油井檔案”，深入研究這些區域的油井井筒狀況，優選潛力井點。通過多次對比分析，綜合考慮，發現6-10X42，6-16X12，6-10N12具備扶停條件，是我們的理想選井。

從這3口井的井筒狀況來看，都有防砂管柱，歷周作業情況顯示，只有6-10N12井略有出砂跡象，其余2口沒有出砂史，因此，可以不用重新防砂。

5.優化措施方案，確保成功扶停

從油層物性來看，單6-16X12井2層滲透率差異較大，具備調剖的潛力，但是考慮到成本因素，以及該井區屬于強邊水水淹區，調剖后效果不是很好。因此，放棄調剖，采取蒸汽吞吐轉周進行扶停。

6.利用井下熱聯通，合理安排轉周時機

8.幾點認識

（1）含水率上升是油田開發后期普遍存在的問題，單六西區塊受邊水和底水的影響，含水較高，應該進一步加深（下轉第318頁）（上接第316頁）認識。

（2）通過測試吸氣剖面，觀察油井吸汽情況，確定下步措施。

（3）加強剩余油研究，完善動態井網，開展低效、高含水、停產井治理工作。

（4）作業、注汽、生產等環節是緊密相連的，需要進一步完善配套工藝技術。

（5）單6-10-3新增區塊具有較大的潛力，在整個區塊含水相對較高的階段，開辟新的生產單元能較好的促進油田開發。

（6）結合各種監測資料，深度認識油藏，根據剩余油分布規律，挖潛區塊剩余油。 [科]

【參考文獻】

［１］采油工. 北京：石油工業出版社，2004.

［２］沈琛等編．采油與注水．山東：石油大學出版社，2000.8．