雙河油田ⅧⅨ油組控制自然遞減技術研究

郜領娣 趙楠

摘要：ⅧⅨ油組是雙河油田江河區埋藏最深、油層最多、物性最差、同時也是雙河油田江河區塊最大的一個開發單元。目前已進入開發后期，整體表現為單元采液、采油速度低，老井產量穩不住，自然遞減逐年加大；主體區注入好，油井高能高含水，水淹狀況十分復雜，而上傾尖滅區物性差，水井長期欠注，加之注采井距過大，注水受效差，油井低能低產，注采調整難度大。通過主力層主體區動用狀況評價，研究剩余油分布規律，利用注采調整達到提高單元儲量動用程度，改善開發效果，減緩單元產量的自然遞減。

關鍵詞：自然遞減；注采調整；剩余油

一、基本概況

ⅧⅨ油組地處河南省唐河縣和桐柏縣境內，位于南襄盆地泌陽凹陷西南部的雙河鼻狀構造西部，為一東南向西北抬起的單斜構 造，構造與上傾方向砂體尖滅配置形成層狀構造巖性油藏。至 2014年 12 月，ⅧⅨ油組采油井開井 77 口，日產液量 1730.3t，日產油量116.5t，綜合含水 93.27%，自然遞減 22.46%，采油速度 0.40%，采出程度 33.94%，已采出可采儲量 85.94%。注水井開井 92 口，日注水量2851.9m3，平均單井日注水31.0m3，月注采比1.58，累積注采比1.31，地下虧空-650.3682×104t，目前地層壓力21.37MPa，總壓降0.03 MPa，壓力保持水平 99.87%。

二、影響油井見效的因素研究

（一）采出程度高，水淹嚴重

據 2014 年 12 月產能資料統計，近 90%的油井日產油量小于 3t， 有 61.8%的油井的含水率高于 90%，這些油井主要分布在主力油層主體區和非主力油層油水邊界附近，含水率低于 80%的油井僅占油井總數的 18.4%，這些井平面上主要分布在上傾部位及非主力油層。

（二）井網不完善或不合理，注水不見效，導致油井低能現象普遍

隨著油田進入開發后期，套損井數量逐年增加，目前ⅧⅨ油組油水井套管破裂、變形、錯斷、漏失等問題井達 68 口，造成動態注采井網不完善，水驅控制程度下降，可采儲量降低。通過大修整 形、加固、補貼、封竄等組合修井技術，目前已修復 20 口，仍有問題水井 48 口。

要減緩油井采油能力下降的局面，一方面要控制含水上升過快 的狀況，另一方面完善注采井網系統，同時深入細致工作，摸清油 水分布，提高措施成功率。

（三）層間、層內非均質嚴重，儲量動用差異大

1. 層間層內吸水不均，主力油層與非主力油層吸水不均

在主體部位存在部分生產井層段多，還有部分是跨層系井，造成層間、層內吸水不均。據 92 口注水井統計，跨層系的注水井有 39

口，其中 16 口井為三級四段注水。這部分井由于井下封隔器多、座封質量難以保證，注水量不能得到有效調整。非主力油層平面上吸 水極不均勻，影響層間和層內儲量動用狀況，所以要提高油層吸水能力，必須細分注水，必須把主力油層與非主力油層分開來注水。

2. 無效注水多

ⅧⅨ油組的注水井有一部分注水量處于無效注水狀態。據統計，有近 20 口注水井，砂厚 161.8m 的注水層處于無效注水，無效日注水量為 671m3，占ⅧⅨ油組日注水量的 25%。

3. 多層合采，層間干擾

由于ⅧⅨ油組多層合注合采井多，注入水首先沿已形成的優勢 通道進入強水淹層，因而很難進入物性差剩余油飽和度較高的未、 弱水淹層，造成層內、層間儲量動用差異大。

三、剩余油分布的研究

剩余油飽和度高低取決于地質和開發兩大因素。地質因素主要 是儲層滲透率的大小及其平面、層間和層內非均質性和構造位置； 開發因素主要包括井網控制程度、井網完善性等。由于受注采系統 和儲層非均質性的影響，剩余可動油飽和度分布呈現出多種形式， 剩余油飽和度分布非常復雜，根據油砂體高剩余油飽和度分布形式 可以把單砂層大致分為三種類型：

（一）分散狀分布

高剩余油飽和度呈分散分布。經過長時間的開采之后油砂體內 高剩余油飽和度分布不連續，呈片狀分布，剩余油飽和度中等。在 平面上，高剩余可動油飽和度之間并非孤立分布，而是通過低剩余 可動油飽和度區域連著。形成這種分布形式主要原因是注采系統不完善和注水強度不夠大，導致注入水的驅波及程度較低。

（二）條帶狀分布

高剩余油飽和度呈條帶狀分布。經過長時間的開采之后部分油 砂體內高剩余油飽和度分布呈連續的狀態。在平面上，高剩余可動油飽和度沿油砂體內部呈條帶狀連續分布的主要原因是油砂體規模小、儲層物性差、注采井網不完善、各向吸水不均勻和吸水產液能力弱、注入水或邊水波及程度低、儲量動用程度差等因素所致。

（三）零星狀分布

高剩余油飽和度呈星點分布。經過長時間的開采之后油砂體內高剩余油飽和度分布極不連續，呈星點分布，總體剩余油飽和度低，局部剩余油飽和度較高。在平面上高剩余可動油飽和度相對少， 出現這種現象則表明儲層的注采系統相對較完善，開發程度比較高，大部分可采儲量已經被采出。

四、綜合注采調整改善開發效果研究

根據ⅧⅨ油組剩余油分布特征以及剩余油控制因素研究結果， 結合ⅧⅨ油組油井見效特征，進行綜合調整，擴大注水見效規模， 減緩自然遞減，提高儲量動用程度，從而改善ⅧⅨ油組開發效果。

（一）欠注井分類治理，確保ⅧⅨ油組上傾區有效注入

水井正常注入是油井注水見效的前提，欠注井治理是本次調整 的重中之重。欠注的基本上是非主力油層和主力油層上傾尖滅區及邊部（薄差層），只有對欠注層改造（酸化、升壓），才能最大限度的提高注水有效率，改善單元開發效果。主要按照增注后對應油井見效的潛力大小可以分為以下三種類型：

1. 增注增液增產型：這類井層對應油井產油、產液下降主要是由于地層能量較低引起，部分井由于增注改造困難，開展疑難井攻關。

2. 增注調整受效型：這類井層主要為近兩年轉注的注水井，對應油井通過增加注水方向，能實現產量上升含水下降。

3. 增注控制遞減型：除上述兩種類型的的其余井層。井號： T10-808、8-148、H9-20。

通過評價，篩選出有潛力的欠注井 10 井次進行增注改造，最終酸化 2 井次，升壓 3 井次，油井見效 3 井次，累計增油 256t。

（二）完善注采井網，提升儲量動用程度

在注采井距過大區域，進行合理注采井距計算，不完善區域可 利用關停井及過路低效井補孔開展小井距試驗，增加油井受效方向，提升單井產能，對于無法修復的問題井進行側鉆，措施補孔增油 2116t，水井補孔注水見效增油 326t。

（三）促進井間液流轉向，封堵高能層

ⅧⅨ油組縱向上生產層位多，層間、平面非均質性嚴重，存在 層間干擾，通過對ⅧⅨ油組單層剩余油潛力描述，結合平面、層間 非均質性，封堵高能層及注采優勢方向，動用低能層及注采弱勢方 向剩余油，改善單元開發效果。優選調層井：H12-13、S14-13、H6-608、T9-158、H7-118 通過封堵調層措施增油 1711t。

（四）經濟效益評價

截止 2015 年 12 月，階段油井共實施措施工作量油井補孔 7 口，水井補孔 3 口，水井酸化 2 口、升壓 3 口。優化配液配注 12 口。通過以上措施調整，整個層系階段累計增油0.4409×104t，累計降水1.662×104m3，自然遞減減緩 3.9 個百分點，減緩了該層系產量持續下降的趨勢，改善了目前開發形勢，截止到 2015 年 12 月底綜合遞減4.04%，自然遞減 14.89%，為同類水驅單元的注采調整，提供了重要參考。

五、結論及認識

1. 根據ⅧⅨ油組近幾年注水見效情況，分為主力層主體區、主力層上頃區、主力層邊部、非主力層和小砂體幾個區域統計注水見效 情況，得出單元在目前的高含水情況下各區域注水見效的效果：Ⅷ Ⅸ油組小砂體注水見效效果最好，非主力層及動用較好的主力層主 體區見效效果較差。

2. 運用歷史井網恢復等手段，結合前人沉積微相研究成果，描述了各小層不同時期水淹特征，明確了油水井的連通狀況以及見水的 優劣勢方向，評價出剩余油潛力區。ⅧⅨ油組剩余可動油飽和度總 體上顯示靠近油水邊界處很少，向上傾方向逐步增多，部分油砂體 尖滅線附近剩余可動油飽和度相對較高。

3. 根據前面研究成果：ⅧⅨ油組不同區域注水見效特征及剩余油分布規律不同，注采調整具體對策需不一樣才能有效，提出了注采 調整控制自然遞減的綜合調整挖潛技術。

參考文獻：

[1] 敬國超.含水后期雙河油田開發地質工作方向[J].河南石油，2005，20：1-4.

[2] 童憲章.油井產狀和油藏動態分析.北京：石油工業出版社，1981：32-38.