埕島油田館陶組油藏提液實踐

張春先等

摘要：埕島油田館陶組主體油藏進入中高含水期后，油井含水上升速度快、穩產難度大是該開發階段最大的困難。在近幾年的開發工作中，不斷探索新思路、新方法，取得了良好的開發指標，形成了關于優化注采調整和油井措施提液方面具有指導意義的實踐經驗和做法。

主題詞：層間矛盾；水井測調；注采調整；提液

1開發簡歷及存在問題

埕島主體館陶組油藏1993年投產，自2000年7月進入注水開發階段，采用一套層系不規則四點法面積注采井網注水開發，2008年8月開始進行加密調整、細分開發層系開采，分為Ng1+2-3，Ng4-6兩套開發層系，逐步完善上下兩套注采井網。

隨著開發的深入，油井含水不斷上升，目前綜合含水達到了77%，進入中高含水期，目前所處的開發階段含水上升速度快，穩產難度大。通過對提高采收率潛力、目前階段開發矛盾、開發管理薄弱點等的深入分析，認為目前水驅開發主要存在以下問題：

一是館陶組油藏非均質性嚴重，而注水“三率”低，油藏層間矛盾突出。井間、層間吸水差異大，注水波及系數低，含水上升速度快。

二是單井產液量低，區塊采油速度低，迫切需要提液實現老區穩產。通過幾年來的強化注水，注采井網逐步完善，地層壓力水逐步上升，具備了提液條件，但如何能夠保證提液穩產，控制含水上升速度，最迫切的就是改善吸水剖面，緩解層間矛盾，從而釋放層間潛力，確保提液增油；

2油藏提液探索與實踐

2.1分析油藏潛力，找準措施方向，油井提液見成效

上層系的特點是原油粘度大，含水低，注水見效慢。通過近幾年較高注采比的強化注水，地層能量逐漸恢復，2014年地層壓力由11.0Mpa上升至11.7 Mpa，恢復了0.7 Mpa。上層系油井尤其是注水較早的南部油井已經達到了提液條件。通過深化注采分析，精細油井潛力研究，努力查找單井潛力，對CB11NA-9采取補孔潛力層Ng1+23+4層作業；對注采對應完善，油層壓力較高的CB22C-1-2-5采取拔濾，分層擠壓充填防砂改造地層作業；對CB11NB-8井實施了氮氣泡沫負壓返排、一步法充填防砂的新工藝作業，5口井作業后取得平均單井日增液74.7t，平均單井日增油12.1t的顯著效果。

CB12區近幾年一直采用強化注水，地層能量保持持續穩定的回升，目前在地層壓力水平11.6MPa，相比去年恢復了0.4MPa。而且加密調整后，通過對12C-6、12B-4、12A-1的轉注和12D-3、-4、-5、-11新水井的投注，注采井網已基本完善。2014年針對該區加大測調力度，使得該區分層注水層段合格率達到82.9%。在此基礎上，管理區開展了對12區油井的提液，通過對該區的油井措施潛力分析，認為12B-3、12A-3井地層能量充足，具有大泵提液潛力。根據具體情況，逐井制定了措施作業方案：對12B-3井下大泵作業；對CB12A-3井補孔潛力層Ng51層下大泵作業；對CB12D-1井進行卡封高含水層Ng6263+4層，單采Ng52+3層作業；對CB12D-9井進行拔濾，擠壓循環充填防砂。實施后，CB12區提液效果顯著，該區4口措施井平均單井日增液52t，平均單井日增油15.4t，年增油達到了2.6萬噸。

2.2通過水井測調改善注入剖面，挖掘剩余油

2014年初注水層段合格率只有54.4%，層段合格率低，層間矛盾得不到改善，注采調整就缺乏有效手段。因此，急需提高分層注水合格率，提高注入水的波及系數，挖掘層間、井間剩余油。

2014年共實施水井測調15口，成功9口，層段合格率由54.4%提高到74.2%，擴大了注水波及系數，分層注水效果得到明顯改善，對應油井有10口受到明顯效果，累計增油6044.1t。

2.3注采調整控制含水上升速度，實現注采平衡

根據提液需要提前做好水井配注準備，重新計算各層配注量，先期強化注水，為油井提液打好物質基礎。水井測調上，優先實施提液油井對應水井的測調，優化注入剖面緩解層間矛盾。

如：CB11NA-6井原生產層位Ng61層，2014年3月實施了補孔Ng4551535455層、分層擠壓充填防砂的提液措施作業，作業后日液能力達到185.8t，比作業前增加了145t，但是含水為95%，日油能力只有8.0t。通過分析，確定高含水原因是原生產層位Ng61作業后堵塞解除，潛力得到釋放，供液過強，抑制了其它層位的供液，導致該井含水居高不下。該層邊水能量強，且無對頂水井，因此我們通過對注水井CB11H-6井實施水井檢修，補孔Ng61層，以對頂Ng61層邊水，同時，對欠注水井CB11D-6井實施測調，上調該井Ng61層注水以滿足配注。對應油井CB11NA-6井含水開始緩慢下降，至目前11NA-6井含水在89.3%左右，比作業初期增日油能力13.8t。

2.4油井提液與水井分層調配相結合，提高措施增油效果

制定油井提液措施時，不僅要注重提液井本身的層間潛力，細化工藝措施提升油井液量，而且要提前規劃準備，做好對應水井的分層調配工作，通過改善水井注入剖面來最終改善油井的采液剖面，達到提液增產的目的。

例如：CB11NA-1井提液前原生產層位Ng56156261，多層合采，日液能力38.2t，日油能力9t，含水76.5%，為中一區的一口低液低產井。該井層間矛盾嚴重，含水變化幅度大，曾一度高達90%，出水層位Ng61距離邊水水線近。在該井提液措施作業前，考慮到提液后油井采液剖面的改變可能導致含水的快速上升，采取“內科調理”和“外科手術”一起實施，首先針對對應水井CB11NB-2井Ng61層不吸水的情況進行了投撈調配，改善水井的注入剖面，然后通過工藝措施下大泵提液，作業后該井日液能力108.5t，日油能力36.1，含水66.7%，取得了日增油27.1t的顯著效果。

2014年優選提液油井，集中對中一區低產液井進行了提液治理。中一區是注水較早、地層壓力水平較高的區塊，平均地層壓降在2.4Mpa左右，具備提液潛力。通過下大泵、補孔、采取工藝措施對地層進行改造，釋放油層潛能，措施后油井液量提升幅度大。2014年共實施了8口油井的提液措施作業，日液能力上升了533.8t，日油能力上升了123t，平均單井增日液能力66.7t，平均單井增日油能力15.4t，含水下降0.7%，取得了顯著的效果。

3開發效果分析及結論

3.1油藏液量得到穩步提升

區塊液量由2013年底的8557上升到9416t，上升了859 t；平均單井產液量由85.6t上升到98.1t；液量在30t以下的低產液井由14%減少到到9%；單井產油量由2013年底的18.7t上升到20.7t，上升了2t，實現了提液增油。

3.2結論

從埕島油田館陶組主體油藏提液效果分析來看，目前館陶組油藏已處于提液的最佳時期。在下步的提液工作中，可以優選地層壓力高、注采完善的油井優先進行措施提液，在油井措施后通過注采調整、水井分層調配來保證、提高油井提液效果。

參考文獻：

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[2]韓麗卿.現場油水井動態分析方法.東營：石油大學出版社，1991

[3]陳元千，李H著.現代油藏工程.北京：石油工業出版社出版，2004，（4）

作者簡介：張春先，1985年生，男， 2009年畢業于中國石油大學（華東），現從事海上采油工作。