非常規監測技術在錦16塊的應用

陳俊麗

摘要：錦16塊興隆臺油層為歡西油田最大的稀油主力區塊，經過多次調整后，到1998年油藏綜合含水91.0%，進入特高含水開發期，呈現出產量遞減加大、措施有效率降低的嚴峻形勢。本文通過采用一些非常規監測技術的應用，搞清了特高含水期通過對剩余油分布規律，確保斷塊特高含水期穩產，進一步提高了斷塊的開發水平。

關鍵詞：特高含水;穩產;綜合治理;興隆臺油層;歡西油田

1.斷塊基本情況

錦16塊興隆臺油藏西部位于歡喜嶺油田中部，由兩條近東西向三級斷層所夾持的一個南傾斷鼻構造，東西長8.0km，南北寬1.2km，地層傾角5～7，圈閉面積8.4km，閉合高度200m，含油面積3.92km，地質儲量2523×10t。開發目的層為興隆臺油層，是一個層狀砂巖邊底水稀油油藏。具有兩套油水組合，共分3個油層組，17個砂組，33個小層。油層有效厚度36.2m，單層最大厚度20.8m，一般為5.0m左右。儲層物性較好，有效孔隙度29.1%，空氣滲透率2201×10μm，有效滲透率為750×10μm，泥質含量12.4%;原油物性較差，地面原油密度（20°C）0.9317g/cm，粘度（50°C）72.78mPa.s，地下原油密度0.8425～0.8785g/cm，粘度14.3mPa·s，油水粘度比24.6，體積系數1.1037，原始氣油比42m/t;油藏原始地層壓力13.98MPa，飽和壓力12.71MPa，地飽壓差1.27MPa，壓力系數1.0。

斷塊于1979年元月全面投入開發，方案要求在有效厚度大于50m、面積在1.3km的范圍內分兩套層系開發，其它地區為一套層系開發，采用400m井距，反九點法面積注水。同年4月實施注水開發，6月分注，當年采油速度1.59%。目前斷塊已經歷了三次重大綜合調整：

第一次調整是1983年擴大分采區調整，分采區的面積由原來的1.3km擴大到3.1km。1986年采油速度達2.3%，綜合含水57.7%，采收率由調整前的36.6%提高到40%。

第二次調整是1987年的細分開發層系調整，將原來厚度較大的下層系中的三油組細分為第三層系，同時完善了注采系統，1990年綜合含水73.2%，采油速度保持在2.2%，采收率由調整前的40%提高到46%。

第三次調整是1991年實施以完善中部分采區和西部合采區注采井網的調整，通過加密和完善注采井網及控水穩油綜合治理使斷塊在高含水后期保持中速開采。

第四次調整是2011年轉換開發方式調整，在二層系系共計實施24個井實驗井組，實驗面積1.25km，儲量298×10t，試驗井組25個，預計提高采收率15.5%。

2.存在問題

1）區塊處于注水開發后期，采出程度高，含水高

區塊自2010年以來進入特高含水期，含水率達93.4%，采出程度達到49.6%，接近標定采收率。

2）區塊經過多年注水開發，水淹程度日益增大

錦16塊經過多年注水開發，目前采出程度高達48.5%，可采儲量采出程度94.86%，區塊水淹嚴重，從2007年新井統計來看，弱水淹層比例占8.66%，中水淹比例占17.09%，強水淹比例占70.05%，2014年新井統計弱水淹5.49%，中水淹占13.66%，強水淹77.78%，整體水淹程度提高近10%左右。

3）電測解釋的粗放性，不能滿足現階段的開發

現階段各油層組、砂巖組甚至各小層內部動用程度不一，只根據測井解釋結果，并不能將油水層準確的劃分開，電測解釋的粗放性已不能滿開發需要，面對油田水淹現狀，為了更好發掘剩余油潛力，恢復油田的活力，達到穩產、增儲的目的，有必要對測井資料進行二次解釋，建立油水層評價標準，以指導高含水期油田的開發。

3.特殊用途的新技術監測

在建全和完善常規監測的同時，為研究水淹規律、剩余油分布、注入產出剖面，近年來發展運用了玻套感應、地化錄井、中子壽命測井、機械（智能）找水、電位法等新工藝技術的動態監測。

3.1玻套感應技術進行水淹規律研究

為了準確掌握不同時期油層中油水分布狀況，1997年在斷塊中部注采完善的井區部署一口觀察井（錦觀1井），該井油層段采用玻璃鋼套管完井，定期測感應曲線和碳氧比，應用測試成果，可對比小層水淹程度隨時間的變化規律，分析地層中油水的重新分布及水淹規律。

3.2地化錄井提高小層解釋精度

在特高含水階段為提高調整井的解釋精度，應用地化錄井與電測解釋結果進行對比。斷塊2001年7口新井上開展，發現有72個小層與電測解釋結果差異較大，后經反復對比校正，提高了小層水淹級別解釋精度，保證了新井投產效果，使新井單井年產油5520t。

3.3硼-中子壽命測井技術，分析小層水淹規律

通過對高含水井進行硼-中子壽命測井，研究小層含油飽和度，揭示水淹規律，從而提高油井堵水效果。近年來測硼-中子壽命測試6井次，實施堵水措施3井次，日增油15t，累增油1743t。

3.4智能、機械找堵水獲取產液剖面

該技術對多個生產層的油井，進行分段測試產油能力和含水，同時對油水關系復雜，而常規的一次性卡水措施又不能保證措施效果的高含水井，先通過地質分析，再使用該技術進行分段求產，達到降水增油的目的，斷塊實施12井次，日增油61t，累增油8051t。

3.5電位法井間監測技術，研究注水推進方向

電位法井間監測技術是一種新型的注水井注水推進方位監測技術，它是針對注水油田由于平面、縱向上存在的非均質性以及注采不平衡所造成的油藏縱向上的單層突進和平面上的舌進現象，通過測量注入到注水層位內的高電離能量的工作液所造成的地面電場形態的變化來達到解釋水驅方向和油藏參數的目的。目前對斷塊7-238、8-236、10-9三個井組進行了監測，取得了注水推進方向、水洗層厚度、孔隙度、滲透率、含油飽和度等詳細資料，為注水調整提供依據。

4.特高含水期開發效果評價

通過斷塊特高含水階段實施的一系列以控水穩油為目的的斷塊綜合治理工作，使斷塊在特高含水期低速穩產開發，取得了較好的效果。

4.1采油速度仍保持在1%以上

斷塊投入注水開發23年，高效開發20年，至1998年以后進入特高含水期，幾年來平均年產油35.3×10，采油速度仍保持在1.0%較高速度下開采。

4.2含水上升率得到很好控制

階段含水上升率僅為0.20%，比理論值低1.2%

4.3措施有效率高，增油創效好

斷塊階段實施各類措施192井次，有效158井次，措施有效率82.3%，措施增油12.9183×10t。

4.4采收率不斷提高

斷塊新增可采儲量80.7×10t，采收率從48.0%提高至51.2%。

5結論及建議

（1）特高含水階段油水運動與分布錯綜復雜，剩余油空間分布呈高度零散化。只有對剩余油分布的準確認識，才能確保上產措施的有效率。

（2）開展油藏精細描述，必須強化科學的監測方案編制，應用新技術監測手段，確保監測資料的科學性、準確性、全面性和連續性，為開發提供最基礎資料。

（3）通過采用新工藝、新技術來解釋老難題是目前發展趨勢，該項研究為其他類似油田提供了技術支持。