寶塔油田8303注水開發區提高采收率對策研究

高候林

摘要：8303區塊是寶塔油田主力產油區之一，該區塊于2002年開始開發，2011年進入大規模注水開發。截止到目前，區塊采出程度僅5.91%，采出程度低，潛力巨大。本次研究通過8303注水開發區歷年采油、注水情況，同時結合區塊地質因素，總結分析區塊開發中存在的問題，在此基礎上提出適合本區塊的開發對策，以期達到提高采收率的目的。本次研究為本區塊后續開發提供技術支持，同時為同類油藏開發提供指導借鑒作用。

關鍵詞：寶塔油田；8303區塊；注水開發；提高采收率

8303注水開發區于2002年5月投入開發，經歷了試采、上產及規模開發三個開發階段（圖1）。截止2017年底，全區共有總井數635口，其中采油井526口，注水井104口，探井5口。目前，區塊采油井開井500口，平均單井日產液0.49m3，累計產液65.42×104m3，平均單井日產油0.21t，累計產油37.53×104t。注水井平均單井日注水2.8m3，累計注水53.97×104m3。地下虧空體積11.45×104m3。累計注采比0.82。目前區塊采出程度低，僅5.91%；綜合含水45.42%，已進入中含水階段，局部井組已進入高含水、水淹階段。因此，搞清區塊開發特征、開發中存在的主要問題，提高區塊采收率對策至關重要1。

1 油井生產特征分析

8303注水開發區初期依靠天然能量開采，產量低、含水低。2011年進行大規模注水開發，地層能量得到有效恢復，產量提高，但同時含水也在增加，由于油井所處位置儲層厚度及物性差異較大，注水量及工藝措施等也不盡相同，在不同區域生產狀況各一。本次歸納統計了8303注水開發區構成注采井網的380口油井注水后的生產情況，歸納起來主要有以下生產特征：

1、初期產量較低、含水低

自2011年注水后，有相當一部分油井初期并沒有很快見效，維持在低產狀態，月產液9-30 m3，月產油8-20t，綜合含水在20%左右。該類井有182口，占注采對應油井總井數的48%。持續生產了1年后，產液量提高，含水迅速上升，產油量增加不大。

2、產量穩定、含水變化不大

該類井有49口，占注采對應油井總井數的13%。這些井突出的特點就是注水后油井產量得到穩定，含水在20-30%，自注水以來，月產液量提升不大維持在8-15 m3，月產油量在5t左右，常年低產量生產，而含水保持在50%左右。這類井存在的問題主要是儲層物性較差，油井受效能力較差。

3、初期產量高，遞減快，穩產時間短

該類井有79口，占注采對應油井總井數的20%。這些井在注水以前產量較低，月產液量一般低于20 m3。注水以后，產量很快增加，有些井在注水1-2個月產液量和產油量就會大幅度增加。從孔隙度滲透率分布圖來看，這些井多處在物性相對較好處，流體很快沿滲透性好的地方滲進，所以油井在受到外力作用下見效快。但產量遞減也快，分析原因，主要是注水量少，地層能量下降快，導致油井產量衰竭。這就需要在注水是適當加大注水量，特別是要提高注水利用率，減少無效注水，保持地層能量，穩定油井產量。

4、產量波動大，含水持續上升

該類井有50口，占注采對應油井總井數的13%。生產期間月產液量一直在8-30 m3，月產油量在5-15t范圍，產量成跳躍式生產，波動較大，含水則逐步上升。分析原因主要是能量不夠，油井壓力較低，油井只有間開生產，不能保證油井正常生產所致，從資料看注采層位對應較差。這類井還是要考慮加大注水，進行調剖，完善注采對應關系，恢復地層壓力，改善油井生產狀況。

2 開發中存在的主要問題

通過開發過程中的動靜態特征、開發效果評價以及動態分析，認為8303注水開發區目前主要面臨著以下幾個問題：

（1）注采井網不完善

據統計研究區2011年注水后至今，油井單向受效43.8%，雙向受效井21.8%，多向受效比例低，僅為3.1%。還有32.3%的油井處在邊部或集團采油，沒有對應的注水井，仍依靠天然能量低效開采。總體看油井以單向和雙向連通為主，有采無注、有注無采井區大面積存在，注采井網不完善，調整潛力較大。

（2）地層壓力水平較低，地下虧空嚴重

研究區由于注水井數少，注入量不夠，注水利用率較低，地層虧空嚴重，導致地層壓力下降快。目前地層壓力僅為1.9MPa，低于原始地層壓力4.3MPa，地層壓力保持水平僅44.2%。從區域來看，在注水較好的東南部和西部壓力相對穩定，在北東部壓力遞減很快，平面壓力不均衡2。

（3）油水井數比偏大，注入井負擔過重

研究區投產初期油井75口，逐年增加。2005年開始注水，投產油井161口，注水井19口，油水井數比為8：1，注采不平衡，大部分區域仍依靠天然能量開采，到2011年油水井數比達到最高為21：1。2011年開始大面積注水，油水井數比開始下降。截止2017年底油水井數比為6：1，從目前井網看油水井數比仍然偏大，影響區塊開發效果，需要調整注采井網。

3提高采收率對策

目前研究區采出程度僅5.91%，采出程度低，潛力還很大。

結合研究區開采特征及開發中存在的問題及矛盾，8303注水開發區應通過以下幾方面挖潛，達到提高油田最終采收率的效果：

（1）通過油轉注角井挖掘剩余油；

由于井間具有不易滲流區帶的存在，低滲透油藏的儲量具有動用低、平面動用不均衡，而且動用的儲量主要集中在生產井周圍，無井控制區域儲量未動用的特點。此類井間剩余油下步可通過局部加密調整技術手段動用，達到提高區塊整體儲量動用程度的目的3。

（2）完善注采對應關系，擴大平面及縱向波及體積，提高水驅動用程度；

注采對應關系較差區域，由于注水波及不到，導致縱向上部分層段儲量基本未動用。對這部分潛力可通過完善補孔，改善注采對應關系，提高水驅動用程度。

（3）完善補孔提高單層儲量控制程度，改善開發效果；

從生產層位分析看，部分油井僅僅射孔生產其中的一個砂層，導致井網控制程度較低，剩余油相對富集。此類剩余油可通過油水井完善補孔，提高單層儲量控制程度，改善研究區塊開發效果，提高油田采收率的目的。

（4）完善局部注采井網，提高水驅儲量動用程度；

區塊的邊部區域沒有注水井補充能量，平面動用狀況相對較低，下步可通過部署注水井或油井轉注，來完善注采井網，提高水驅儲量控制程度4。

（5）高含水區域調整注采結構；

對于目前以高含水的區域，具有通過調整配產配注、調驅等手段，改變液流方向，結合壓裂、酸化、堵水、補孔等技術進一步提高波及體積系統和驅油效率，達到提高采收率的目的。

參考文獻：

[1]王香增，低滲透油田開采技術，石油工業出版社，2012。

[2]李道品.低滲透油藏注水開發的主要矛盾和改善途徑[J]，低滲透油氣田，1999，4（1）；

[3]楊俊杰，鄂爾多斯盆地構造演化與有油氣分布規律，石油工業出版社2002。

[4]董玉安，關建華等，川口油田注水開發示范區穩油控水調整方案[R].延長油田股份有限公司川口采油廠，2011.12；