扶余油田開發(fā)存在主要問題及建議

代春明(中國石油吉林油田公司扶余采油廠 138000)

目前扶余油田進(jìn)入到特高含水開發(fā)階段，老井含水上升率較高，自然遞減居高不下，油田開發(fā)形勢嚴(yán)峻。面對此種狀況，扶余油田近年在技術(shù)和管理方面做了大量的工作，但仍未從根本上改變，采收率的進(jìn)一步提高也受到了制約。分析油田目前存在的主要問題，提出針對性措施，在加強(qiáng)常規(guī)注采調(diào)控基礎(chǔ)上，開展井網(wǎng)重組層系調(diào)整、細(xì)分注水層段、配套調(diào)堵降粘等措施，進(jìn)一步改善水驅(qū)效果，實(shí)現(xiàn)特高含水開發(fā)階段高水平穩(wěn)產(chǎn)。

一、扶余油田開發(fā)存在的主要問題

扶余油田目前開發(fā)中存在的主要問題是自然遞減居高不下，控制難度大，穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)弱。主要原因一是主力注水區(qū)含水上升快導(dǎo)致的產(chǎn)油下降；二是由于套變、套返、邊部區(qū)塊停注、欠注造成產(chǎn)液下降導(dǎo)致的產(chǎn)油下降。具體分析如下：

1.含水上升快的主要影響因素

從達(dá)西公式推導(dǎo)出的含水關(guān)系式可看到：影響含水率的主要因素是原油粘度、地下油層含水飽和度。原油粘度在較短開發(fā)時間內(nèi)不會有明顯改變，影響綜合含水主要的因素是地下含水飽和度。利用取芯井相滲曲線計算地下含水飽和度與綜合含水率數(shù)據(jù)對應(yīng)關(guān)系，當(dāng)現(xiàn)開發(fā)階段含水上升率為1.5%時，計算理論出年采油速度應(yīng)為0.84%，而實(shí)際上采油速度只有0.43%，這說明注入油層的水并沒有將相應(yīng)的原油置換出來，而是在水流優(yōu)勢通道部位進(jìn)行了無效循環(huán)，沒有真正實(shí)現(xiàn)有效驅(qū)替。這說明特高含水開發(fā)期的含水上升率大主要原因是無效水循環(huán)嚴(yán)重。

造成無效水循環(huán)嚴(yán)重、含水上升率高的主要因素包括儲層沉積特點(diǎn)、注采井網(wǎng)、開發(fā)層段劃分、原油性質(zhì)等多方面原因，具體如下：

（1）儲層非均質(zhì)性決定了水驅(qū)差異大，注水容易形成無效循環(huán)

扶余油田開發(fā)層系為扶、楊油層，沉積環(huán)境為河流-三角洲沉積，主力油層為水上（水下）分支河道、曲流河點(diǎn)壩、廢棄河道等河道沉積砂體，同時扶余油田天然和人工裂縫發(fā)育，這些特點(diǎn)決定了有效儲層在平面、層間、層內(nèi)均顯示了較強(qiáng)的非均質(zhì)性，導(dǎo)致不同方向、不同部位，在注水開發(fā)過程中存在明顯差異，注水方向性強(qiáng)，容易形成水流優(yōu)勢通道。

（2）現(xiàn)注采井網(wǎng)條件下注水受效方向少，水驅(qū)方向性強(qiáng)

示蹤劑監(jiān)測顯示，主體注采井網(wǎng)中（油井距100米、水井距200米、排距87米）平面受效差。從示蹤劑集中監(jiān)測的區(qū)塊反應(yīng)，主體注采井網(wǎng)，油井正常情況下應(yīng)該為4個方向受效，但實(shí)際上主要為單向或雙向受效，角井方向見效差。這說明正常注水井網(wǎng)中水井井距大，砂體控制不住，開發(fā)一定時間后，容易造成注水方向強(qiáng)，水驅(qū)波及體積小，含水高，無效水循環(huán)重，但中間區(qū)域易形成剩余油。

（3）原油粘度高是含水上升快的一個重要原因

扶余油田邊部類稠區(qū)塊原油粘度大，主體注水區(qū)隨著注水開發(fā)的深入，原油粘度也有增大的趨勢。原油粘度高，注水指進(jìn)現(xiàn)象明顯，造成無效水循環(huán)加劇，含水上升率加快。

（4）多層段合層開采，高滲層段強(qiáng)吸水導(dǎo)致含水上升快

扶余油田開發(fā)層系為扶楊油層，一般單井鉆遇有效砂體為10-16個。扶余水井分注層段一般為3-6段，各單砂體物性差異較大，造成產(chǎn)吸剖面差異也較大，造成無效水循環(huán)嚴(yán)重，不吸水厚度達(dá)到43.4%，相當(dāng)于注水有效動用了56.6%的厚度，實(shí)際有效動用程度偏低。

2.產(chǎn)液下降影響因素分析

主要是注采井網(wǎng)不完善，水驅(qū)控制程度低，造成局部區(qū)塊產(chǎn)液下降或低水平穩(wěn)產(chǎn)。欠注井、注不進(jìn)井、停注井多影響注水量，進(jìn)而影響產(chǎn)液、產(chǎn)油。

二、下步想法和建議

從以上分析看：扶余油田自然遞減大主要原因是含水上升快和邊部類稠油區(qū)塊、主力注水開發(fā)區(qū)由于套返、套變等因素局部注采井組能量不足，產(chǎn)液量下降幅度較大導(dǎo)致的。無論是控制含水上升還是提高產(chǎn)液量，從扶余油田長遠(yuǎn)發(fā)展角度考慮，進(jìn)一步的精細(xì)水驅(qū)仍然是扶余油田今后開發(fā)的主要方向。基于以上主要矛盾，實(shí)現(xiàn)控水穩(wěn)油重點(diǎn)要做好以下幾方面工作：全面深化地質(zhì)認(rèn)識，夯實(shí)提高油田開發(fā)水平的基礎(chǔ)；加強(qiáng)注采調(diào)控，控制含水上升擴(kuò)大水驅(qū)波及體積；完善注采井網(wǎng)、層系細(xì)分，進(jìn)一步擴(kuò)大水驅(qū)波及體積；抓緊解決“水竄”問題，是當(dāng)前擴(kuò)大水驅(qū)波及體積的關(guān)鍵；采取多種方式，通過注夠水實(shí)施產(chǎn)液量穩(wěn)步增長。

總之，當(dāng)前扶余油田只有在不斷深化油藏地質(zhì)認(rèn)識的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步加大井網(wǎng)完善和層系細(xì)分力度，著力解決無效水循環(huán)嚴(yán)重—“竄”的問題，全面、科學(xué)加強(qiáng)油藏精細(xì)管理，才能不斷提高油田開發(fā)的管理水平，才能真正掌控扶余油田的未來。