大老爺府油田特高含水期穩產技術對策

王富葉（吉林油田公司松原采氣廠，吉林 132000）

大老爺府油田特高含水期穩產技術對策

王富葉（吉林油田公司松原采氣廠，吉林 132000）

大老爺府油田已經進入特高含水開發期，2015年綜合含水96.7%，剩余油高度分散，接替潛力枯竭，無效水循環嚴重，穩產形勢十分嚴峻。在沒有新井和壓裂兩大穩產主體工程情況下，針對目前油田存在的問題，通過精細注采調控，提高水驅動用程度，改善水驅效果，利用氮氣泡沫驅，擴大殘余油波及體積，調整井網，提高水驅效率，采取調、堵、停、控等方式治理無效水循環，使油田開發效果得到明顯改善，自然遞減下降，含水上升率有效控制。

特高含水;水驅動用程度;開發效果

大老爺府油田屬于特低滲透油藏，滲透率5.58%，孔隙度14.4%，含油面積44.6平方公里，地質儲量2026萬噸，含油飽和度40%。采用一套井網開發高臺子、扶余兩套層系，共23個小層，油層非均質性嚴重，砂泥交錯，多層縱向疊加。

1 存在問題

受沉積環境影響，大老爺府油田各區域油層發育狀況、開采層位、存在問題及矛盾差別較大。

1.1 平面矛盾突出

油藏南部主要開發高臺子油藏的三、四砂組以及扶余油藏的二、三砂組，油層物性較好，注采受效明顯，存在主要矛盾是平面矛盾突出，受人工裂縫及天然裂縫走向影響，東西向井注水見效快，受效明顯，高產液高含水，無效水循環嚴重，平均單井日產液15.5噸，綜合含水97.5%，地層壓力11.8兆帕，南北向井受效相對較差，產液量和含水相對較低，平均單井日產液10.2噸，綜合含水97.1%，地層壓力10.2兆帕。

1.2 層間矛盾突出

油藏中部位于構造高部位，各砂組均比較發育，開發層位齊全，主產層高臺子油藏三、四砂組和扶余油藏二、三砂組，接替層高臺子油藏一、二砂組。主要矛盾是層間矛盾突出，主產層高臺子油藏三、四砂組和扶余油藏二、三砂組物性好，注采見效明顯，吸水能力強，實際吸水量達到90%以上，而配注量只有65%，地層壓力高，平均11.0兆帕。高臺子一、二砂組物性較差，注采見效不明顯，吸水能力較弱，實際吸水量不到10%，而配注量占35%，遠遠沒有達到配注需求，地層壓力只有8.5兆帕。

1.3 注采困難

油藏北部遠離物源區，油層發育變差，注水見效不明顯，注采困難，注水壓力平均11.3兆帕，泵壓11.8兆帕，平均單井日產液5.5噸，平均含水95.2%，油層潛力沒有得到有效發揮。

2 開發技術對策

針對油藏所存在的問題，在深入水驅規律和剩余油研究的基礎上，采取相應改造措施，夯實穩產基礎。

2.1 單層注水

高臺子一、二砂組地質儲量690萬噸，占總地質儲量的34%，中部區域又是儲量最富集的區域，由于層間矛盾突出，水驅動用程度較低，只有62%，為了提高該區域水驅動用程度，擴大水驅波及體積，從2016年初起開展高臺子一、二砂組強化注水，單注高臺子一、二砂組，其它砂組停止注水，為了快速補充地層能量，日注水量增加一倍。注水半年后，開始見到明顯效果，產液量由1520方下降到1370方，下降了150方，產油量由38噸上升到42.5噸，上升率4.5噸，綜合含水由97.5%下降到97.2%，下降了0.3%，年度自然遞減由11.6%下降到10.2%，下降了1.4%，地層壓力由8.5兆帕，上升到9.8兆帕，上升了1.3兆帕。

2.2 周期注水

為了解決南部區域平面矛盾問題，采取多種方式的周期注水。根據具體情況采取不同周期注水方式，層間矛盾差異大的采取層間輪注的周期注水方式，重新組合注水層段，吸水能力相近的注水層段組合到一起，強吸水層段控制注水，周期為3個月；層間矛盾小的區域采取采取全井間注，周期為2個月；對于平面矛盾較大的區域采取大水量長停短注的周期注水方式，短期內迅速提高地層能量，在注入水還沒有形成突進前停止注水，注水時間為1個月，停注時間為2個月。

2.3 氮氣泡沫驅

氮氣泡沫驅具有降低剩余油粘度，改善流度比，封堵大孔道，提高波及體積，驅替油層頂部和小孔隙殘余油，提高洗油效率等優點，2016年在油田南部施工1口井老16-22，注入氮氣量36萬方，施工時間1個月，施工后見效明顯，井組產液量由217噸下降到200噸，下降了17噸，產油量由3.5噸上升到5.9噸，上升了3.4噸，地層壓力上升2.3兆帕。

2.4 井網調整

為了解決油藏北部注采見效差，提高水驅效率的問題，開展了2口小井距實驗，利用東西向水驅優勢方向，同時縮小油水井距，由250米縮小為125米，實施4個月后，水驅效果明顯改善，井組內4口油井全部見到效果，產液量上升，產油量上升，含水上升，地層壓力上升。

2.5 控制無效水循環

通過注水方案調整，封堵油井高含水層、停井、間抽、撈放油等方式，2016年日減少無效水循環1100噸，噸油耗水量由50下降到42，有效提高了注水利用率和油田開發效益。

3 取得效果

通過上述技術的開展和應用，大老爺府油田開發效果得到明顯改善，自然遞減由11.5%下降到10.6%，含水上升率由1.5%下降到-0.1%，地層壓力平穩總體保持平穩，分層壓力更加均衡。

[1]閆存章，李秀生。低滲透油藏小井距開發試驗研究[J].石油勘探與開發，2005，32（1）：105～108.

[2]宋萬超.高含水期油田開發技術和方法[M].北京：地質出版社，2003.

[3]夏文飛，周期注水原理與現場應用，油氣田地面工程，2003.12.