港西一區一斷塊提高采收率技術對策研究

杜京蔚（大港油田第五采油廠，天津 300280）

1 開發歷程及現狀

港西一區一斷塊于1966年試采，1970年以250×250m正三角形井網投入開發，1972年以點狀面積注水方式注水，按其開發特點可分為四個開發階段。包括產能建設階段、產量遞減階段、完善注采井網階段、綜合調整階段。綜合調整階段（1998年1月—至今），通過精細油藏描述，提出以擴邊、加密、補層等措施，提高油層動用程度，完善注采井網為主的調整方案。斷塊注采井網得到完善，剩余油層得到有效控制，水驅效果得到提高。目前該區塊共有油井62口，開54口，斷塊日產油160.5t，綜合含水90.06%，采油速度0.79%，累計采油247.62×104t，采出程度35.32%。

2 目前存在的問題

2.1 由于長期注水開發，整體進入“雙高”階段，平面大孔道明顯，目前僅依靠完善井網及常規注水治理提高采收率難度大；

2.2 報廢井、套變井多，降低了井網完善程度。該區塊因出沙、油稠等單井報廢、套變井比例較高，油水井因出沙、儲層單一關井、報廢共90口，占總井數的51.72%，部分井由于砂體單一，高含水后無接替層，關井。

2.3 層內、層間矛盾突出，主力層系注水循環，水驅效果差。斷塊無層系劃分，注入井與采油井多為大段合采合注，加上套變井多的影響了，層間矛盾突出，主要表現為主力砂體已進入“雙高”開發階段，采出程度32.2%，綜合含水90.6%，而非主力砂體采出程度僅為14.8%。

2.4 NmⅠ油組因出砂嚴重，動用程度差。NmⅠ油組地質儲量規模較大，達到199.2×104t，因膠結差，出砂嚴重，早期防砂工藝技術效果較差，截止目前油層累計采出程度僅為7.41%，動用程度相當低。

3 剩余油分布特征

3.1 以油組為單位統計，NmⅡ、NmⅢ油組采出程度較高，分別為23.56%和25.77%，NmⅠ油組因出砂嚴重導致無法真正投入開發，所以采出程度低，僅為7.41%

港西一區一斷塊縱向上共劃分55個含油單砂層，結合開發動態及監測資料，將單井實際累產油劈分到個單砂層，得到每一個單砂層的累積產油量，從而計算出各單砂層的采出程度。單砂層采出程度大于25%的層數21個，占總數的38.1%，地質儲量734.6×104t，占總儲量的54.8%。

3.2 各單砂層間采出程度差異較大，主力單砂層采出程度較高，平均采出程度26.2%，非主力單砂層動用程度較低。地質儲量大于30×104t砂體，占總地質儲量的24.3%，地質儲量在10-30×104t砂體，占總儲量的31.8%，單砂體儲量規模還是比較大的。而在地質儲量大于30×104t主力砂體中只有NmⅡ-4-2、NmⅡ-7-1、NmⅡ-9-1、NmⅢ-1-2幾個砂體采出程度大于30%，其他砂體采出程度小于30%，部分砂體具有進一步完善注采井網，提高油藏動用程度，總體來看港西一區一斷塊剩余潛力較大。

4 開發調整方案

港西一區一縱向上主力層相對集中，油層較發育，根據油砂體范圍大小，油層厚度大小，動用情況及剩余油分布情況綜合分析，該斷塊潛力點主要在以下幾個方面：

4.1 針對主力油砂體完善注采井網，提高水驅控制程度潛力

由于長期注水開發，主力含油砂體目前已進入“雙高”階段，平面大孔道明顯，水淹嚴重，對于井網不完善，剩余潛力較大井區，在儲層有利部位部署新井，完善注采井網，增加水驅儲量控制程度，提高主力層注水驅油效率和水洗程度對斷塊的穩產、上產起著重要作用，仍然是今后挖掘剩余油潛力的主攻方向。

4.2 層內、層間動用差異形成的潛力

層間動用差異大，通過細分開發層系與細分注，將會大幅度提高注采對應率與油層動用程度，從而提高采收率。

截止到目前，一區一斷塊總測試230.9m/43層，吸水152.8m/24層，存在層內矛盾100.1m/13層，分別占吸水層的66.2%和43.3%，從測試結果分析，層間、層內矛盾非常突出，層間、層內油層動用差異較大。

對于這些層內非均質性較強，層內矛盾突出的單砂體，可以通過改善注水剖面，擴大注水波及體積，提高波及系數，以提高油層動用程度，充分挖掘剩余油潛力。

4.3 NmⅠ油組因出砂嚴重，動用程度差

隨著防砂工藝水平的提高，針對出砂嚴重的問題在近幾年得到解決，針對NmⅠ油組油層集中的富集區域，實施新老井防砂后投產，將會見到很好的效果。

[1]《提高石油采收率技術》，姜繼水，2007年.

[2]《大港油田斷塊油藏開發技術研究論文集》，2008年.

[3]《大港油田斷塊油藏開發技術研究論文集》，2011年.