純梁油區低滲透油藏效益開發

陳瓊瑤，黃文歡

（1.中國石化勝利油田分公司石油工程技術研究院，山東東營 257000；2.中國石化微生物采油重點實驗室，山東東營 257000；3.中國石化勝利油田分公司純梁采油廠，山東濱州 256504）

勝利油區低滲透油藏分布在46個油田，至2016年底探明儲量11.9億t，動用8.16億t。自“九五”以來，低滲透探明儲量及產量逐年上升，至2018年低滲透油藏產量3.39Mt，占油田總產量的14.3%，低滲透油藏為勝利油區的持續生產做出了重要貢獻。純梁油區是勝利的重要低滲透陣地之一。純梁已動用低滲透地質儲量1.35億t，占總動用儲量的58.1%，2018年產油量461kt，占54.9%，剩余可采儲量4.208Mt，占52.1%。低滲透油藏是純梁的重中之重。純梁的低滲油藏透按照滲透率可以分為3級，其中一般低滲透（10＜K＜=50mD）年產量占比59.2%，特低滲透（1＜=K＜=10mD）年產量占比35.8%，致密油（K＜1mD）占比5%。目前低滲透油藏采油速度僅0.34%、采出程度15.7%，綜合含水78.2%，處于中高含水、低速、低采出程度的開發階段。

1 純梁地區低滲油藏目前的開發難點

低滲透油藏分布廣泛，但由于其物性差，非均質性強，開發難度相對較大。

1）儲量品位低，非均質性嚴重，開發矛盾突出[1]。平面上難以建立有效驅替，油井見效方向性強，在物性較好的方向，容易水淹，而在物性較差的方向上注水不見效。縱向上層間動用不均衡，各層的采出差異較大，且由于啟動壓差大，水井分注難度大。

2）油井低產，水井欠注現象突出。統計開油井660口，平均單井液量僅7.2t，液量低于10t的井占比78%。統計開水井425口，其中油壓25MPa以上的井170口，占40%。欠注水井57口，占比13.4%。

3）折舊折耗高，效益差。由于高油價期間以新井為主要穩產措施，導致折舊折耗上升幅度快，十二五期間噸油增長了382元，折耗率高達18%，完全成本居高不下。

在高油價下，針對低滲油藏，主要是通過強化新井運行，進攻性措施挖潛，保持采油廠的穩定發展。低油價下，僅依靠增量拉動的傳統生產經營模式[2]已不可持續，高效挖潛存量，創新創效迫在眉睫。針對低滲透油藏儲量品位低、開發難度大、效益差等實際問題[3]，純梁轉變觀念，攻堅克難，以創新理念為支撐，推廣低成本開發技術，深化系統節點管理，強化精細油藏管理，改善油藏開發形勢，提升油藏開發水平。

2 改善低滲油藏開發效益的主要做法

效益評價是低成本、高效益開發的保障，所以首先運用“三線四區”經濟評價模式，對所有低滲基礎單元進行效益評價。利用效益評價，找到低效和無效單元，進行重點剖析。通過分析發現低效單元可以分為低液量低能量和高液量高含水2種類型。進一步分析低效單元的成本構成，可知高液量高含水單元，主要原因是注采失衡，液量處理費用高。而低液量低能量單元，主要是由于地層能量低，作業頻次高造成的。根據存在問題制定對應措施，實現低效變高效，無效變有效。

2.1 注重適配井網，建立有效驅替

在新井新區上，不以新井初期產能為目標，以建立有效驅替、提高水驅波及系數為目的，優化適配井網井距，強化剩余油的量化研究，合理優化投產層位和投產方式，結合變密度射孔、分層酸化、分層注水等技術，建立起適配井網，改善低滲油藏的開發效果和效益。

2.2 注重井網重建，增加水驅儲量控制

低滲透油藏欠注和低液停產現象較為普遍，在老區管理上，從下面三方面著手，重建井網。

（1）加大水井工作量，建立有效水驅井網。一是明確欠注原因，攻欠增注。針對水井欠注的原因，進行分類治理。水井欠注原因有泵壓低、儲層物性差，炮眼堵塞，油層堵塞等，針對性采取升壓、儲層改造、增注、氮氣返排、酸化增注等措施。其中針對酸化增注工藝及酸液體系也進行了多級優化。

（2）加強分層注水，減輕層間干擾。從吸水剖面等資料可看出，全力加大水井工作量，細化層間注水，提高日注量和分注率。

（3）加強停產井治理，恢復水驅控制井網。井網完善是保障低滲透油藏高效開發的關鍵，低油價下，停產井恢復重建井網是提高開發效益的有效手段。分析停產停注原因，按照“效益優先”、“恢復失控儲量”的原則，強化挖潛潛力評價，注重層系井網的重建，加強工藝適應性評價，制定合理的技術對策，深挖停產井增效潛力。

2.3 注重油藏動態分析，精細注采調配

從低滲透油藏的無因次采液/油指數曲線可以看出，一般含水在40%左右時采出程度增速變緩，無因次采油指數大幅下降。而現場的開發實踐表明超過60%的可采儲量都在低含水期采出。所以延長低含水采油期或無水采油期至關重要。而注采調配決定了含水的上升速度。我們制定的調配原則遵循控含水和擴波及。在薄互層低滲透中，分層系矢量調配，控制高滲層單層突進，擴大層間波及系數。

2.4 注重低成本技術應用，精細層間效益挖潛

（1）充分釋放非主力層產能：在效益評價的基礎上，剖析低效井的原因，加強非主力層潛力論證，優化剩余油富集、具有較好增油效果的層進行補孔，釋放油井產能，使無效變有效。

（2）利用分層酸化縮小層間差異，減緩層間矛盾。

（3）推廣低成本封堵和調剖技術：利用超細水泥封堵，微球調剖、炮眼封堵等技術，減小層間矛盾。

2.5 注重單井管理，協調供排關系

（1）加強低效井的治理：對全廠低液井進行分類，從機理上進行低效原因剖析。低滲透油田部分單井液量低有三個方面的因素：油井結垢嚴重、存在層間干擾和部分井生產壓差不合理。

（2）實施間歇采油創效：一是利用低滲透滲吸作用指導制定合理的間開制度。二是單井間開升級到區塊整體間開。三是智能化提升。加大智能裝置普及率，利用電價波谷開井，實現降低職工勞動強度的同時降低電費。

（3）加強技術革新升溫降壓提效。針對冬防保溫難點，即單井液量低、管線長，管輸磨阻大等問題，對水套爐進行改造，提高單井升溫效果。

3 結論

針對低滲透油藏效益開發，通過實踐我們認為井網適配和能量恢復是關鍵，深入動態分析，精細調配是穩產的保障，同時還需要做好各項配套和協調工作。通過以上工作，大幅提升了低滲透油藏的開發效果。主要有以下幾方面：

1）2015——2018年措施井成功率100%，儲量的動用程度達到89%，水驅儲量控制程度達到75%。

2）地層壓力逐步回升，有效地補充了油藏能量，壓力保持水由60%上升到81%。

3）含水上升率實現逐年下降，水驅指數由1.31下降到1.26，存水率由0.38上升到0.42，穩升井組由93個上升到192個。穩升單元由19個上升到36個。自然遞減由11.2%下降到9.5%。開發形勢得到有效改善。

4）隨著開發指標好轉，油田的經濟效果也得到明顯提升，有效單元占比由45%上升到62%，低效單元由43%下降到35%，無效單元由11%下降到3%。噸油完全成本下降41元。