精細研究優選措施，助力油田降本增效

摘要：油田開發后期，剩余油高度分散，措施潛力基礎日漸薄弱，挖潛難度日益增大，各個區塊都不同程度的增加了增產措施的作業量，油井的產油量得到了提高。但是，隨之而來的是措施成本也不斷增加，油田在產量上升的同時整體經濟效益下滑。為此，優選措施，降本增效是目前油田開發管理的當務之急。在保證油田增產、穩產的前提下，確定開展優選措施，控制措施成本的研究，既提高了油田最終采收率，又提高了油田開發的經濟合理性和穩定性，并且維持了油田正常的生產經營。

關鍵詞：措施;剩余油;降本增效

1 A油田2019年措施實施情況

A油田2019上半年通過對措施工作量、措施結構、措施方案、措施運行的優化，共實施油井措施214井次，累計措施增油3.28萬噸，累計發生費用7442萬元，平均單井費用34.78萬元。與去年同期對比措施工作量下降了18井次，措施增油增加了390噸，措施費用下降了439萬元，平均單井費用下降了0.8萬元。

2 影響油田增產措施效果的主要因素分析

2.1 措施井的地面環境

在不同的地面環境中，通常采用不同的增產措施。地理區位、地形、氣候等都會對增產效果產生影響。

2.2油藏的類型

油藏有斷塊、稠油、低滲透等多種類型。不同的油藏類型，具有不同的地質特征，通常采用不同的驅油方式和增產措施。即使是同一增產措施，應用于不同的油藏類型，效果也會大相徑庭。

2.3 流體的性質

原油粘度以及滲透率的差異決定了驅油方式不同。對于稠油有冷采、蒸汽吞吐、蒸汽驅、熱水驅等驅油方式。在油田增產措施作業中，根據原油粘度和滲透率的差異，采用壓裂、酸化、補層等不同的增產措施或措施組合。

2.4生產所處的階段

油田開發要經歷投產階段、高產穩產階段、產油量遞減階段、衰竭階段四個階段。隨著油田開發的深入，在產量遞減規律的作用下，增產措施作業量增加但是效果下降。

3 A油田增產措施實施面臨的主要問題

在石油資源儲量有限的情況下，經過長期的持續開發，可采儲量采出程度高，剩余儲量越來越少，分布不連續，挖潛難度大，A油田開發面臨的主要問題有：

3.1地質條件惡化，新儲量接替不足

在自然遞減規律的作用下，油田年產油量遞減。油藏儲層物性差異大，層間干擾嚴重，儲量動用不均衡。同時，后備儲量不足，長期無新增儲量接替。

3.2勘探開發難度加大，開發成本持續上升

油田開發進入高含水期，由于自然資源、技術水平、管理水平和配套設備等因素的限制，油田開發成本不斷上升。油田開發后期，開發成本逐步上升與產油量遞減之間形成了顯著的剪刀差。其中，采用增產措施所造成的成本比重最大。

3.3設備老化，措施效果明顯下降

隨著油田的長期開發以及增產措施的持續采用，油井的套管、油管、氣管、抽油桿以及井下工具遭到腐蝕，機械性能度變差，各類工具的老化、變形以及生產事故的發生，使油田在生產成本上升的同時，增產措施效果和效益明顯下降。

4針對問題采用的主要做法

4.1深化低含油飽和度油藏認識，分小層直井單采挖潛

在深化低含油飽和度油藏機理的基礎上，確定影響東二段油藏的低含油飽和度的因素為儲層物性、構造因素以及剩余油分布的影響。針對這三點影響進行精細構造與地層對比，明確油水分布特征，對東二段油藏整體開展精細油藏描述。研究表明，東二段油水關系十分復雜，在縱向上劃分多套油水系統，具有不同的油水界面。針對這一現狀，在薄層難以部署水平井區域開展直井單采挖潛，以39-335井為例，對該井實施調層措施，初期日產油6.6噸，含水55.8%，累產油980噸。

4.2通過優化注汽方式，利用廢棄直井挖掘剩余油

B區塊東營組油層是一個依靠注水開發的普通稠油區塊，由于構造破碎、含油井段長、儲層非均質性強、油水關系異常復雜加之油水流度比大等多種因素的影響導致斷塊注水開發難度大，注水開發效果始終不理想。經過對油藏條件及原油性質分析，這類油藏比較適合蒸汽吞吐方式開發，為了節約成本，決定優選廢棄直井進行注汽，截止到目前共優選70口油井進行過蒸汽吞吐開采，平均單井注汽量1108方。蒸汽吞吐前后對比，平均單井日產液量由6方上升到28方，日產油由1噸上升到5噸，平均單井蒸汽吞吐有效期內產油可達543噸，油汽比0.49。

4.3優選有利圈閉高部位實施油井壓裂，挖潛錐間帶剩余油

C區塊儲層裂縫較發育，在油藏西北部邊底水比較活躍，南部邊緣水體有限，在油田采取低部、底部注水的方式后，已形成了邊底水向上及向東南推進的驅動格局。此時受邊水和底水共同作用，油水重力分異明顯，油水分布主要受構造位置高低因素控制，處在構造低部位和中部裂縫發育地帶的油井，毛管力作用強烈造成儲層含水，而處在油藏構造高部位的油井由于孔隙裂縫和儲集空間的喉道都比較細小，儲層含油，所以東南部高部位井區形成了一定的油氣聚集，所以油藏高部位是剩余油挖潛的有利地區。通過反復分析對比，優選構造南部斷層附近的11-13井實施壓裂見到很好的增油效果，初期日產油6.6噸，含水62.3%，累產油980噸。

4.4尋找出水層位堵水，提高單井穩產能力

D區塊以三角洲前緣沉積的分支河道、河口砂壩、分流間灣、前緣薄層砂等沉積微相為主，其砂體連通性較差?？v向上，區塊層內非均質性嚴重，在開發過程中主要表現為高滲透帶采出程度高，注入水推進速度快，水淹級別高;低滲透帶采出程度低，注入水很難波及到，水驅油效率低。其次，層間均質性雖然好于層內均質性，但開發過程中，一些注水井因隔層薄或無隔層無法分注，注水井高、低滲透層間吸水不均勻，注入水以單層突進方式到達井底，引起油井高含水;同時抑制了其它層的生產。因此針對這一區塊的開發，首先要找出出水層位，然后實施堵水措施。以29-11井為例，通過地層精細對比，結合動態監測資料，分析確定出水層位，采取封下采上的做法實施堵水，對比措施前日增油8.3噸，階段累增油889噸。

參考文獻：

[1] 董玉霞.油田開發過程中的增產措施探討[J].化工設計通訊.2017（05）。

作者簡介：

劉宏磊（1986-），男，遼寧省盤錦市，工程師，現從事油田開發工作。