M廠注水問題及下步對策

安保峰

摘要：石油在我們的生活中發揮的作用越來越大，人們的生活越來越離不開石油資源。在對于石油的開發中，我們發現會出現油層能耗消耗殆盡，對于遼河油田盆地面臨嚴峻的開發形勢，復雜斷塊構造破碎難以形成面積注采井網，是構造體系無不受其牽動。使得采收率難度大等原因。

關鍵詞：注水問題;開發;問題;對策

1概況

1.1油藏概況

油區所轄油田主要位于遼河盆地東部凹陷北部、開魯盆地陸家堡凹陷和彰武盆地張強凹陷，勘探面積4062km2，預測資源量6.4×108t，管理著開發牛居、青龍臺、茨榆坨、科爾沁和科爾康（M塊）等10個油田，探明含油面積178.77km2，探明石油地質儲量20264.93×104t。截止2019年12月，全廠投入開發區塊98個，已動用含油面積132.96km2，石油地質儲量15077.97×104t，可采儲量2601.86×104t，標定采收率17.3%，其中低滲透油藏含油面積41.77km2，石油地質儲5226.23×104t，可采儲量781.59×104t，標定采收率15%。注水開發區塊56個，石油地質儲量13730.41×104t，占比91.1%。未注水區塊42個，石油地質儲量1347.56×104t，占比8.9%，主要以邊部碎小區塊為主。

1.2開發現狀

截至2020年1月，共有油井1170口，開井719口，日產液7524t，日產油1201t，綜合含水84.02%，采油速度0.29%，采出程度12.49%，累積注采比0.72，累積虧空2336×104m3。其中注水油田共有油井1071口，開井659口，日產油1055t，綜合含水84.72%，采油速度0.28%，采出程度12.49%;注水井273口，開井150口，日注水6505m3，月注采比0.80，累積注采比0.80，累積虧空1957×104m3。

2注水開發存在的問題

2.1復雜斷塊構造破碎，難以形成面積注采井網。近年來，研究對象從高階轉向低階，發現油藏從整裝油氣藏轉向微幅度復雜構造油氣藏、從構造油氣藏轉向巖性單砂體油氣藏、低滲裂縫油藏，資源品質逐漸變差，低滲油藏占比達到 %。新區塊構造復雜、含油幅度小、綜合含水高，難以形成整裝、規則、面積注采井網，整體注水開發難度加大，天然能量開發產量上升快、遞減快，2019年自然遞減率為33.2%，預測最終采收率為17.2%。

2.2中高滲油藏平面縱向矛盾突出，水淹水竄嚴重。注水油田中，中高滲透油藏占比 %，含油井段長（1522-3300.0m），油層厚度薄（平均單井2.5m），非均質性較強，級差變化范圍從1.22到784.4，滲透率變化范圍大，在0.001-1.786μm2。儲層經過多輪注水調整，主力油層水洗嚴重，縱向上存在“優勢通道”，水驅動用程度僅52.5%。

2.3低滲油藏儲量規模大，水驅效果差。全廠探明低滲儲量9565.07×104t，占全廠探明儲量的47.1%，投入開發儲量5226.2×104t，以Ⅱ、Ⅲ類油藏為主，占全廠的34.7%，2019年年產油10.6×104t，占全廠產量的24.0%，儲量規模大、產量貢獻偏小。

2.4注水開發方式單一，采收率提高難度大。目前已開發油藏主要采用常規注水和深部調驅進行開發，其中常規注水區塊（扣除目前停注區塊）地質儲量9288.44×104t，占比61.6%，年產油28.88×104t，占比65.6%，目前91.3%的儲量已進入開發后期，綜合含水達到89.41%，采收率15.0%，依靠常規水驅難以進一步提高采收率

3具體工作部署

對策一：針對構造破碎、儲層水淹嚴重的問題，推進注采井網精細治理工程

以完善井網、改善水驅為主線，抓好單砂體刻畫、重建注采井網、完善注采對應關系、推進點狀注水等“一項研究三項治理”工作，每年集中治理3個區塊，預計實施后產量規模上升至16.2×104t，水驅控制程度由62.6%提高至70.5%，自然遞減率下降15.2%，注采井數比上升0.15，綜合含水控制在84.0%。一是精細單砂體刻畫，重新評價注采連通關系。重點對8個區塊開展精細油藏描述，覆蓋地質儲量3512.36×104t。地層劃分標準由砂巖組細化到單砂體，以單井為基礎的由點及線到面的研究方法，對403口油水井進行刻畫，重新認識單砂體的沉積微相、內部構型、疊置關系、接觸類型等，實現刻畫率76.8%、連通狀況落實率85%，應用刻畫成果優化完善注采系統。二是縮小井距重建井網，充分動用井間剩余油。針對部分區塊高含水、長井段、層間矛盾突出，剩余油分布在井間難以驅替的問題，將原220-250m井距縮小至150-170m，部署加密油水井70口重建注采井網，配合實施注水井轉注、復注、側鉆等工作量135口，預計增加水驅儲量139.7×104t，提高采收率3.5%。重點治理6個區塊，已完成2個區塊研究部署、正研究4個區塊。三是完善注采對應關系，開展局部調整。在單砂體刻畫認識基礎上，針對井網相對完善、單砂體成藏、井組連通性差的問題，進行注水井組分批評價、分類治理，分別采用側鉆、補層、重組、轉注等工作進行完善，平均每年實施27井次，重點完善4個區塊，提高水驅儲量動用程度7.7%。四是推進新區實現注水、點狀注水。針對構造復雜區塊難以形成井網的問題，持續推廣點狀注水，重點保證4個新區實現注水，水驅控制程度提高至75%，降低自然遞減率5.3%。

對策二：針對常規水驅效果差的問題，推進開發方式轉換工程

以優化產量結構、優化開發方式為依托，建立“四個深入、四個聯合”機制，深入評價儲層滲流狀況、深入評價剩余資源潛力、深入對比儲層物性參數、深入研究油藏適應性開發方式，聯合研究院開展方案編制體系篩選、聯合設計院進行整體規劃、聯合鉆采院進行工藝優化、聯合生產基建部分進行地面建設，按照股份公司重點項目、油田公司重點試驗兩個層次，優選6種開發方式38個潛力區塊，覆蓋地質儲量11839.43×104t，三年重點對17個區塊進行方式調整，預計提高采收率14.2%，全部實施后年產油規模由25.2×104t上升至28.6×104t，平均單井日產油增加0.7t，開井率提高2.9%。一是推進三項試驗一項接替。為動用外圍低滲稠油難采儲量，在M塊進行火驅試驗，列為股份公司重點項目，已完成方案審查、現場設計、專項投資下達等工作，整體規劃121個井組，三年準備實施25個井組。針對采收率低的問題，2021年重點對兩個千萬噸儲量區塊開展化學驅試驗，三年規劃27個井組。其中M塊下層系化學驅、上層系及邊部水平井及立體注水的復合開發模式，目前正開展方案編制和體系篩選。針對低滲水驅困難、開發效益差的問題，2021-2022年重點對M74、M606塊開展氣驅試驗，近三年規劃14個井組，目前正進行基礎研究。推進深部調驅與化學驅的有序接替，深部調驅2020年實施43個井組、2021年實施39個井組、2020年實施25個井組，調驅區塊逐步轉入化學驅開發。二是規模實施蒸汽吞吐。針對普通稠油粘度大、水驅采收率低的問題，2019年在茨12-155井開展成功試驗，日產油是常規投產的3倍。基于試驗認識，在3個塊以熱采井網規劃產能井86口，平均每年實施29口，培育三個日產百噸區塊，采收率提高3.2%。三是轉變低滲注采開發模式。針對低滲油藏裂縫發育、地層壓力系數低、巖石脆性指數低等技術瓶頸，集成水平井分層開發、直平組合立體注水、儲層改造形成人工縫網三項核心設計，組合高效體積壓裂、可溶速鉆橋塞、多功能壓裂液體系三項關鍵技術，運用市場化鉆井合作機制、關鍵參數經濟優化、壓裂液重復利用三項降本措施，2018-2019年在M2塊實施水平井+直平組合注水試驗成功，恢復區塊日產油90t。2020-2022年在M2、M1等區塊進行推廣，規劃水平井23口、注水21個井組。輔以市場化鉆井壓裂談判機制，降低新井投資644萬元/口，實現低滲有產量有效益開發，平均日產油由1.1t提高至2.4t，單位基本運行費由1967元/t下降至1055元/t。