精細地質分析及應用配套技術實現歡58塊復產研究

針對歡58塊注采井網不完善等一系列問題，通過水驅潛力分析以及剩余油分布研究，區塊適合恢復注水開發。2010年以來通過側鉆、大修、長停井復產，恢復注水基本完善了注采井網，油、水井利用率均達到75%以上，產量得到大幅度提高，基本實現了歡58塊全面復產。

歡58塊位于歡喜嶺油田高壘帶北部上臺階，西南部與千12塊和歡127塊相迭，東部與歡2塊相鄰，開發目的層為沙四上杜家臺油層。歡58塊油藏埋深1040～1210m，含油面積3.3km2，石油地質儲量331€？04t。其中主力塊北塊含油面積1.5km2，石油地質儲量166€？04t。

歡58塊杜家臺油層原油地下原油密度0.819g/cm3，粘度8.94mPa.s。截止到2010年4月，歡58塊共有油井38口，開井14口，日產液135.8t，日產油26.6t，綜合含水74.5%，采油速度0.29%，采出程度16.5%，累積產油57€？04t，累產水43.6€？04t；4口注水井全部停注，累積注水88.756€？04m3，累注汽8.0€？04t，累注采比0.96，累積地下虧空3.844€？04m3

存在問題

油藏注采井網不完善。2010年5月，歡58塊總井38口，開井14口，油井利用率僅36.8%，歡58塊僅北塊進行注水開發，共有13口井先后投轉注水井，但由于水井回采、報廢等原因，目前僅剩4口注水井全部停注，使油藏得不到有效的能量補充，注采系統不完善，影響油藏整體開發效果。

油井井況差。由于該塊油層物性較差，油品性質差，油井采用蒸汽吞吐開采，由于套管鋼級不夠，高溫高壓導致套壞和套變嚴重。通過統計該塊共有17口井由于井況問題而先后關井，油水井大修工作量大，嚴重制約了該塊的正常開發。

開發層系混亂，注采井網的完善難度大。歡58北塊杜家臺上層系為歡127塊興隆臺油層，早期由于井況等原因，共有10口井上返興隆臺油層。歡58西塊上返井4口，合采井5口。歡16井區有6口井上返其它層系。

目前壓力水平低。歡58塊油藏原始壓力為11.52MPa（1140m），分析以往注水壓力保持在8MPa左右時開發效果較好，而目前由于注采關系不完善及水井停注等原因造成油藏壓力較低，只有4MPa左右，因此，應該盡快恢復注水來保持地層壓力。

區塊潛力分析

剩余油飽和度高。歡58塊剩余油總體指標的研究選用了含油飽和度來衡量，計算方法采用物質平衡法，計算出歡58塊杜家臺油層目前平均剩余油飽和度為0.52。

剩余油分布。歡58塊杜家臺油層為一多套油水組合的斷塊油藏，從目前剩余油分布規律上看，平面上主要受構造、沉積相、注入水及邊水影響，縱向上主要受儲層物性、動用程度影響。

沉積相帶不同，造成目前剩余油分布上的差異。由于油水井所處沉積相帶不同，造成沉積儲層的非均質，導致注入水在層間和層內不均勻推進，平面、層間、層內矛盾是多層砂巖油田在注水開發中必然要出現開發矛盾，與注水井處于同一有利相帶的油井，水淹程度較高，其它油井則未見到注水效果，形成剩余油富集。

受邊水影響，位于構造低部位的油井水淹嚴重，構造高部位則剩余油相對富集。

井網、注采系統的完善程度影響剩余油的分布。注采井網的完善程度直接影響水驅開發效果，注采井網完善的區域，水驅效果好，采出程度高，注采井網不完善的區域水驅效果差，采出程度低。

根據上述方法，我們確定了歡58塊剩余油分布。整體來看，歡58塊整體水淹程度較弱，剩余油富集區區面積占總含油面積的58%，弱水淹面積占總含油面積的28.1%，而中強水淹區面積較小，僅占總含油面積的13.8%。剩余油集中在構造位置較高、斷層遮擋、主流線側緣、儲層物性相對較差及注采不完善部位。

水驅潛力大。根據累產油與日產油變化關系曲線預測，目前開發形勢下，該塊最終采收率為27.7%。通過水驅采收率公式預測，恢復注水開發后，預測該塊水驅采收率平均值為35.32%。比目前能提高7.62個百分點，增加可采儲量15.6€？04t，因此歡58塊水驅潛力較大，適合恢復注水。

應用配套技術，實現歡58塊全面復產

側鉆技術。對于歡58這樣天然能量弱，我們主要利用側鉆技術挖掘錐間帶剩余油，同時，考慮油藏早期受注水井影響，補充了一定的地層能量，確定在采出程度較低的區域作為有利的側鉆帶。

歡2-51-36C原井1986年9月壓裂投產，由于地層壓力低，油井產量呈現下降趨勢，1993年受歡2-51-37井早期注水影響，該井液量、含水明顯上升，1995年1月因高含水關井，關前日產液26.7t/d，日產油0.4t/d，之后上返興隆臺油層。分析該井受51-37注水影響，地層能量得到一定的補充，側鉆回采杜家臺油層具有較大的潛力。于2010年6月實施側鉆，位移55m，初期日產油8.5t，日產水9.4t，含水52.5%。目前日產油2.6t，日產水1.2t，含水21.3%，2011年9月轉注，截止目前累積增油2051t。同年在歡2-51-36C井側鉆成功的基礎上，在類似有利帶側鉆8口井，累增油4497t。

大修復產技術。在剩余油富集帶，優選采出程度較低，而因井況差關井的油井，實施大修復產。

歡127-75-475井早期投產杜家臺油層，日產量較低，僅生產5個月上返蓮花油層。盡管該井位于西塊邊部，盡管油層較薄，但采出程度較低，沉積環境好，具有復產潛力。2010年7月，通過大修注汽回采杜家臺油層，射孔井段：1156.8～1198m，10.7m/5層，由于下入177.8mm套管，鋼級N80能達到注汽條件，初期由于原油物性差，產量不正常，該井實施注汽，下泵后日產液15t/d，日產油10t/d，目前進入第三輪注汽，階段累產油1211t。截止到目前大修杜家臺油層共4口，累增油1745t。

長停井補孔復產技術。2010年以來，我們在歡58塊共實施長停井重新補孔投產井8口，累計增油2349t，取得較好的效果。其中歡2-50-038井補層后獲得高產，初期日產油4.6t，日產水6.6t，目前日產油2t，日產水1.4t，累計增油1009t。由于地層壓力較低，沒有能量補充，措施產量下降幅度較大，我們轉變觀念，嘗試轉變開發方式來，為改善這一現狀。

恢復注水技術。結合沉積相帶分布特征，選擇油層發育且產量高的井作油井，盡量轉注油層發育且連通好的井作注水井。在全區設計注水井11口，其中轉注9口井，復注2口，實施后該塊共有油井23口，注采井數比為1∶2.1。轉注初期采用多井少注，增加注水井點，減少單井注水量的方式溫和注水，單井注水量為30m3。2011年8月轉注，截止到目前11口注水井全部轉注，累注水5.1€？04m3，

截至到目前已有4口井初步見到注水效果，日產由初期的15.6/4.2噸，上升到目前43/10.9噸，由于注水時間較短，四口井增油534噸。其中：2011年10月，受23-33C注水影響，歡2-50-036井液量、含水上升，日產由2.1/1.5噸上升到目前16.3/4.6噸，增油396噸；2011年11月，受55-36注水影響，歡2-55G35井受效，日產由9.3/1.7噸上升到目前15.2/3噸，增油105噸；2011年11月，受22-37C2影響，歡2-51-37井受效，日產由2.1/1.5噸上升到目前10.5/5噸，增油189噸；2012年1月，受51-更039注水影響，51-038井受效，日產由4.2/1噸上升到目前8.5/2噸，增油33噸。

效益分析

自2010年5月以來，通過各項技術開發，累增油0.8645€？04t，扣除投資和采油成本，按油田公司經濟效益計算方法，目前已創效1182€？04元。恢復注水開發后，預計未來10年增加采油量10€？04t，未來創經濟效益9936.25€？04元

經濟效益計算公式：

E=（130%）€譌€譗€祝≒TC）I

=0.7€？.9€？179€祝？936.2595.6500）750

=1182€？04元

歡58塊在注水未波及、井網不完善、構造高部位，采用側鉆、大修以及補孔復產等技術，取得了較好增產效果。歡58塊目前壓力水平低，恢復注采井網，補充地層能量，是提高區塊采收率的必要手段。通過應用側鉆、大修、補孔以及恢復注水等配套技術，歡58塊油、水井利用率均達到70%以上，基本實現了歡58塊全面。

（作者單位：中國石油遼河油田公司

歡喜嶺采油廠）

參考文獻：

[1]黎文清，李世安主編.油氣田開發地質基礎（第二版）.北京：石油工業出版社，1993

[2]胡博仲主編，采油技術問答.北京：石油工業出版社，1995

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