多種方式組合開發，改善油藏開發效果

吳玲玉

摘要：X斷塊包括A塊、B塊和C塊等3個次級斷塊，動用含油面積9.8km2，石油地質儲量1145×104t，可采儲量138.2×104t，標定采收率13%，自1988年投入開發以來，受區塊出砂嚴重，原油物性差等因素影響，區塊自然遞減率居高不下，2019年自然遞減率高達21.81%，2020年以來，通過多種方式組合開發，區塊自然遞減率下降至-19.5%，綜合遞減率下降至-35.5%，開發效果得到改善。

關鍵詞：油井產量;油藏開發;壓裂工藝

1.概況

X斷塊是依附于**斷層的斷裂半背斜構造，主要含油目的層位于S32段Ⅰ～Ⅲ砂巖組，油層埋深1700m～1800m。

區塊平均孔隙度為19.8%，平均滲透率為222.2×10-3μm2，屬中孔中滲儲層，其中中部區域儲層物性明顯好于北部、南部區域，C塊儲層物性略好于A塊和B塊。具有統一油水界面在1770-1790m之間。

區塊地層原油性質較差，屬于普通稠油，平均地面原油密度0.9609g/cm3，粘度503.3mPas（50C）。

2.存在問題

一是地層能量不足，油井產量下降塊

A塊原始地層壓力為18.42MPa，目前北部區域地層壓力為14.78MPa，因地層能量得不到有效補充，產量下降快，日產液由170.5t下降至97.9t，日產油由60.3t下降至36.4t，動液面由1241m下降至1498m，急需補充地層能量，

二是地層出砂嚴重，注采井網不完善

A塊儲層膠結疏松，尤其經歷兩輪次常規蒸汽吞吐后，出砂問題突顯，區塊共投產油井129口，其中受出砂影響27口，平均單井出砂量1.0m3，影響日產油36t，導致5個井組注采井網完善。

三是儲層非均質性強，縱向及平面矛盾突出

A塊儲層非均質性強，變異系數為0.3-1.07，級差在2.25-260.1之間，縱向上注入水沿儲層滲透率較好的底部突進，導致對應油井水淹嚴重，目前3個井組對應3口油井含水上升，綜合含水由78.6%上升至91.5%，影響日產油9.0t，水驅儲量動用程度為81.5%;平面上注水方向性強，優勢水流通道已經形成，注水波及范圍小，目前4個井組對應5口油井低壓低產，單井日產液3.6t，日產油1.2t，影響日產油12.0t，水驅儲量控制程度僅為67.6%。

3.主要工作

3.1優化壓裂工藝，提高新井生產能力

A塊北部含油面積1.18km2，石油地質儲量332×104t，原油粘度503.3mpa.s，平均孔隙度13.4%，滲透率33.9mD。區域共有油水井27口，受油稠及井況影響，基本處于停產狀態，區域采出程度僅為6.0%，嚴重制約了區塊開發效果。

2019年重新對該區域開展精細地質研究，按照100*140m熱采井網部署產能井42口，年內實施19口，實施常規滑溜水+胍膠壓裂，摩阻小，排量大（8-12m3），更有利于對地層造縫;且壓裂液為479m3胍膠+625m3滑溜水，滑溜水可有效補充地層能量，彌補區塊天然能量不足缺陷，初期日產液375.2t，日產油73.6t投產效果較好。

3.2轉換開發方式，實現老區儲量有效動用

為實現A塊北部332×104t儲量有效動用，兩個區塊先后開展超臨界及常規蒸汽吞吐21井次（常規3井次），階段累注汽42290t，日產液由86.4t上升至343.0t，日產油由32.4t上升至116.4t，目前日產油50.5t，階段累增油17432t，階段油汽比0.41。

3.2強化精細注水，有效改善開發效果

A塊以多種注水方式調整為手段，開展“完善注采井網、精細調整注水、測試指導注水”三項工作。區塊開發水平得到有效提高，水驅儲量控制程度由81.0%上升至81.5%，水驅儲量動用程度由67.3%上升至67.6%;當年新增注水見效9個井組13口油井，日產油由35.4t上升至65.2t，綜合含水由87.1%下降至79.9%，年增油3937t。

一是完善注采井網，提高水驅儲量控制程度

針對A塊南部因井下事故原因導致三個注采井組“有注無采”，無效注水較為嚴重的問題，年內通過落實老井復產潛能、井間剩余油分布規律，實施油井大修1口，換井底1口，側鉆4口，水平井壓裂1口，水井轉采1口，實施后初期日產液39.9t，日產油15.7t，含水60.7%，目前日產液54.0t，日產油11.4t，含水78.9%，階段累產油963t，水驅儲量控制程度由81.0%上升至81.5%，取得效果較好。

二是持續強化動態調配，控制含水上升速度

針對厚層塊狀油藏，層內非均質性強，注入水沿儲層滲透率較好的底部突進，導致對應油井水淹嚴重的問題。年內根據油井生產動態變化提前做出動態判斷，優化注采比，控制含水上升速度，階段實施動態調配11個井組17井次，實施后日注水由345m3下調至305m3，注采比由0.9下調至0.8;對應6個井組10口油井，日產油由26.8t上升至49.3t，綜合含水由89.6%下降至82.0%，年增油3565t。

三是完善注采對應關系，提高水驅儲量動用程度

區塊儲層非均質性強，層間矛盾突出，注入水沿儲層滲透率較好的單層突進嚴重，年內共實施吸水剖面測試10井次，根據測試結果發現強吸水層位19.4m/6層，為改善縱向矛盾突出的問題，同時結合目前油井生產動態分析，對存在高吸水層和注采不對應的注水井實施補層完善1井次，投球調堵2井次，調剖2井次，實施后限制吸水層15.4m/5層，啟動新層12.4m/3層，水驅儲量動用程度由67.3%上升至67.6%。對應2個井組的3口油井見到注水效果，日產油8.6t上升至15.9t，綜合含水由79.8%下降至68.9%，階段累增油372t。

4.總結

針對類似X斷塊存在原油粘度高，儲層物性差，地層能量低等問題的油藏，開展分區域治理，在北部區域以蒸汽吞吐開發為主、注水補能為輔，深度挖潛井間剩余油;在南部區域按照調驅注水開發，大修、側鉆完善注采井網的工作方式，夯實老井穩產基礎，可有效實現稠油油田開發水平的整體提升。