深化单元目标化管理，控制油藏自然递减.doc

1、深化单元目标化管理，控制油藏自然递减摘 要河 50 断块沙一沙二段油藏属于稀油、高渗、低饱和、常压的屋脊式构造油藏。断块经过 2009 年的层系细分、井网重组重建后，开发效果明显改善。但随着开发进入中后期，区块仍存在着能量保持水平低，平面、层间动用不均衡等注采关系不协调的问题。针对这些问题，2014 年以来，河 50 断块管理人员继续深化实施单元目标化管理，秉持“水井先行、以网控油”的理念加大油藏分析，树立“一口水井辐射一片油井”的理念，优化配产配注。通过深化实施单元目标化管理，河 50断块日产油水平由 2013 年底的 94.0t/d 上升到 102t/d，自然递减也由16.9%下降到 10

2、.9%，有效地夯实了区块稳产基础，控制了油藏递减。 关键词单元目标化管理；剩余油；均衡驱替；细分注水；配产配注 中图分类号：TP311.52 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）14-0175-01 1、基本概况 河 50 断块区位于东营凹陷中央隆起带西段，现河庄油田的东北部。其中沙一沙二段油藏，构造相对简单，为东西和南北两条断层所夹持的继承式反向屋脊式断块，油藏类型属于稀油、高渗、低饱和、常压的屋脊式构造油藏。河 50 沙一沙二，含油面积 1.4km2，地质储量554104t，标定采收率 48.7%。 河 50 断块经过 2009 年的层系细分、井网重组重建后，开发效果明

3、显改善。但随着开发进入中后期，区块仍存在着能量保持水平低，平面、层间动用不均衡等注采关系不协调的问题。针对这些问题，2014 年以来，河 50 断块管理人员不断调整工作思路，继续深化实施单元目标化管理，秉持“水井先行、以网控油”的理念加大油藏分析，精细日常管理，树立“一口水井辐射一片油井”的理念，优化配产配注。通过深化实施单元目标化管理，河 50 断块在没有“新井力量”的帮助下，日产油水平由2013 年底的 94.0t/d 上升到 102t/d，自然递减也由 16.9%下降到10.9%，有效地夯实了区块稳产基础，控制了油藏递减。 2、单元目标化管理主要做法及效果 2.1 精细分析，层系内挖潜效

4、果显著 超前注水与均衡流线相结合， “围剿”剩余油 河 50-斜 29 井为河 50 断块沙二 5-6 层系一口低效电泵井，日油仅1.1t，含水高达 98.1%，经测井分析该井钻遇沙二 6（4）小层为 4.9m 油水同层，剩余油较富集。但邻井单采该层时，动液面在 1500m 左右，供液不足，地层能量较差。技术人员及时调整思路，实施超前注水，油水联动。将对应水井河 50-更斜 6 于 2014 年 6 月补孔 6（4）小层细分注水，实现多向水驱，均衡驱替，保障措施层充足的地层能量。注水半年多后，实施补孔措施，实施后日液 123t，日油 6.7t，含水 94.6%，动液面保持在 650m 左右。随

5、后对 2 个水驱方向进行分析，河 50-更斜 6 注采井距380m，且位于油水边界外，配注 30m3/d，为弱势流线方向；河 51-斜 13注采井距 250m，配注 50 m3/d，为强势流线方向，水线推进快，压力场分布不均衡。通过弱势流线河 50-更斜 6 方向上调水量（增注配注由 30 m3/d 上调到 85 m3/d） ，推流线；强势流线河 51-斜 13 方向下调水量（由50 m3/d 下调到 30 m3/d） ，减缓水线推进，实现强弱流线转换，重新调整了地下压力场分布状况，再次实现井组产量稳中有升，累增油 1050t。 精细剩余油分析，补网及时， “网住”剩余油 精细剩余油分析，扶停

6、油井完善注采井网。河 50-斜 14 井于 2013年 11 月高含水停，停前生产沙一 1。首先层系归位，在沙二 1-4 层系，该区注采井网不完善，储量失控；从构造位置分析，该井处于微构造高点；从生产情况分析，该井生产沙二 21、 、22 层时末期 3.5t，含水 98.0%；从注采井网分析，对应 2 口水井侧向水驱，注采井网较完善，均衡驱替，地层能量也较充足；综合以上分析该井沙二 2-5 层剩余油较富集，具备扶停潜力。2014 年 3 月扶停开，日油 5.4t/d，累增油 1042t。 老层新化， “盘活”近废弃层剩余油 技术人员利用深层系新井、饱和度测井、数值模拟等方法对停采 3年以上近废

7、层剩余油进行精细分析，通过分析发现构造高部位河 50-斜39 井区剩余油较富集。原因是在关井过程中，少抽的液量，相当于增加地下存水量，让其参与有效水驱，有效促进油藏、井内、层内剩余油重新运移，而此处又处于无井控制区。在剩余油清楚的前提下，结合层系井网需求，2014 年 11 月，河 50-斜 39 井实施补孔改层回采近废弃层措施，放大压差生产，开井后日液 94.8t/d，日油 11.4t/d，含水 88.0%。 2.2 加强欠注井、层酸化，推流线，实现井组再次见效 针对不同层系物性及原油性质特点采取适应性增注工艺。针对后期污染井，深入推广应用成熟的两类酸液体系；针对前期酸化效果不理想的井，通过

8、配方酸量调整，创新应用双泵车提排量挤注工艺和过顶替工艺；增注 4 井次，有效率达到 75.0%，增加有效注水 3.8104m3/d。如河 50-斜更 91 井组 2 水 3 油，注采井网相对完善，注水见效较明显，当沙二 85-92 层段吸水逐渐变差时，对欠注层酸化增注推流线，实现该井组再次见效。 2.3 推广应用一体化测调细分注水，实现 II 类层有效注水 针对纵向水驱不均衡的问题，配套一体化测调新技术及分层增注工艺，两层以上分注井全部配套一体化测调技术，突破了常规测调成功率低的技术瓶颈，实施 5 井次，调配注水层 10 层。调配成功率 85.0%。如河斜更 53 井组根据测试情况，由笼统注水

9、细分为三级注水，加强 II 类层（沙二 85 层）注水后，对应 2 口油井见效，井组日液由 35.4t/d 上升到 45.6t/d，日油由 3.5t/d 上升到 4.7t/d，含水由 90.1%下降到89.1%，动液面由 1249m 上升到 1093m。 2.4 不断提升基层注采管理水平，优化配产配注，协调注采 在井网完善的基础上，不断提升基层注采管理工作，根据井组注采主要矛盾，通过优化油井产液量和水井注水量，调整地下注采流场，弱化强势水线，强化弱势水线，促进均衡水驱，进一步扩大水驱波及体积、达到减缓井组递减的目的。根据油水井生产指标，以及在线功图、工况分析，优化配产配注 37 井次，日增油 7.6t/d。 3、认识和体会 3.1 优化配产配注，通过油油联动、油水联动、水水联动，适时更新注采压差，建立相适应的新的注采系统，能够有效促进区块均衡开发，及时管控油藏递减； 3.2 通过对河 50 断块深化实施单元目标化管理，实现了该断块的经济高效开发，为进一步提高断块油藏开发效果提供了宝贵经验和实施依据。 参考文献 1 王伟刚，聂峰锦，宋庆海，孙柏东，汤勇.胜佗油田佗 142 断块自然递减控制方法探讨与实践.石油天然气学报（江汉石油学院学报） ，2008 2 姜莉莉，王志.大庆萨葡油层特高含水期水淹特征及潜力分析. 油气田地面工程，2007