1、提高胜坨油田二区沙二 12 后续水驱单元开发效果研究摘 要：针对胜坨油田二区沙二 1-2 后续水驱单元水井层间差异大、分注率低、油水井套坏严重、井网不完善等问题，单元结合干线升压、水井作业，等工作提高薄差层储量动用状况，达到改善水驱开发效果的目的。 关键词：胜坨油田 层间差异 剩余油分析 1 油藏开发简历及开发现状 1.1 开发简历 胜二区沙二 1-2 单元近 40 年的开发，主要经历了 1966 年 11 月-1972 年 12 月沙二段上油组合采合注，低含水开发阶段；1973 年-1979年 3 月细分开发层系、扩建产能，中高含水期高速开发阶段；1979 年 4月-1989 年 3 月高含
2、水综合挖潜，中速稳产阶段。1989 年 3 月-2005 年 3月特高含水期综合治理、中速稳产阶段。2005 年 3 月-2008 年 12 月特高含水后期，三次采油阶段；2008 年 12 月以后转后续水驱阶段。 2.2 开发现状 二区沙二 1-2 后续单元目前油井总数 60 开油井 52，水井总数 52 开水井 49，日产液 75441t，日产油 188.8t，综合含水 97.46%，动液面平均 644m，日注能力 6030m/d，注采比 0.80，采出程度 41.56%，地层压力13.37Pa。 2 目前开发中存在的主要问题 2.1 储层层间非均质性差异大，纵向注采矛盾突出 单元层间非均
3、质性明显，尤其是主力油层与非主力油层之间差异较大，单元渗透率变异系数为 0.74。转后续水驱部位的层间差异尤为突出，通过对 32 口注聚井的测试资料分析，主力层吸水明显好于次主力及非主力层，且水淹严重。 2.2 受油井提液及水井合注影响，部分井区能量下降 2012 年以来加强了问题及欠注水井的治理力度，单元水井分注率由注聚阶段的 9.8%上升到目前的 51.02%，平均动液面由 644 米上升到 610米。但 2013 年单元平均动液面由 610m 下降到 650m。通过对单元 46 口可测液面井液面变化情况统计来看，液面下降井主要为 3 类井：1、提液下电泵井；2、维护后上提泵挂井；3、生产
4、韵律层或位于断层、尖灭线附近的同工同层油井。通过液面下降井井区生产状况分析，导致能量下降的主要原因有两方面：1、水井油压已经提平，水量没有提升空间；2 对应水井合注，受层间差异影响，合注小层间吸水状况不均衡。 2.3 单元储量控制程度相对较高，但目前分小层储量动用程度低 目前井网储量控制程度为 96.7%，但受井区含水级别、井况等因素的影响，造成分小层储量动用程度低。目前单元井网储量动用程度为89.2%。通过分小层失控情况统计看，主要失控井区在沙二 12、13 层，导致失控的主要原因为井区含水高，油井改其它层生产，此类井区 15 个；另一方面部分井区是由于套坏停产 5 个，需部署新井井区 3
5、个，但因井区含水高达 98%以上且目的层数少于 2 个，控制储量低无法进行完善。 3 剩余油潜力认识 3.1 单元平面剩余油潜力 由于单元储层平面非均质性、储层性质的各向异性，造成剩余油分布具有方向性。受构造影响，平面上剩余油潜力富集在 7 号、28 号、29号断层附近以及岩性遮挡部位；受沉积微相和井网控制，处于主河道、砂坝等沉积相带的井层水淹程度高、驱油效率高，其剩余油主要富集于溢岸、砂堤等沉积相带的井层（表 1） 。 3.2 层间剩余油潜力 在纵向上，各层之间存在着明显的非均质性，尤其是主力油层与非主力油层之间，各物性参数都存在较大的差异。从静态资料分析，12 层发育最好、油层连通、渗透率
6、大、原始储量占有比例高（35.58%） ；13、22、23、24+5 层油层发育情况次之，含局部尖灭区，其原始储量占有比例为 55.23%；而 14、15 层油层发育较差，存在大面积尖灭区，连通性不好，油层厚度较薄，该层原始储量仅占总储量的 8.94%。层间存在的非均质性以及各层实际井网布置差异所造成的影响，使各层水淹状况和储量动用程度也存在一定的差异。 由于主力油层原始储量大，虽然水驱开发效果较好、采出程度最高达 45.43%，但地下仍有较非主力油层丰富的剩余储量。目前，12、13、14、15、21、22、23、24+5 层的剩余储量所占比例分别为33.63%、15.2%、6.8%、3.4%
7、、0.43%、13.09%、13.31%、14.38%。从以上统计数据可以看出，仍有 80%以上的剩余储量分布在主力油层中，主力油层仍然是剩余储量富集储层。 3.3 层内剩余油潜力 由近年来的新井资料分析认为（表 2） ，沙二 1-2 砂层组作为正韵律沉积油藏，其各小层上部水淹程度、驱油效率均低于下部，油层从下到上，水淹逐渐减弱，下部水淹为强水淹，中部基本为中度水淹，上部为弱水淹，因此单元层内剩余油主要集中于油层上部。 4 方案部署 2014 年单元将以水井工作为单元稳产核心，通过细分注水力求实现“厚油层有效注水，差油层注上水”并通过扶停产停注井，油井改层等措施，完善失控井区井网；待水井注水稳
8、定，井区能力充足时，对部分油井实施小幅度提液，提高储量动用程度，确保单元稳产。二区沙二 1-2单元共设计水井工作量 18 口，油井工作量 3 口。 4.1 加强细分注水工作，提高单元水井分注率，加强有效注水。 细分原则：一是一个注水层段内小层数不超过 2 个；二是两个小层厚度不超过 6m；三是同一层段内两小层间渗透率级差不超过 2。 下步分注井细分注水井 11 口，光管改分注井 7 口，合计 18 口。并结合井网状况对水井急需程度进行细分 1 类井 7 口，二类井 5 口，3 类井6 口。 4.2 通过扶停产、小幅度提液等措施完善注采井网，确保单元稳产。 下步预计扶停产井 2 两口，螺改电 1
9、 口。 5 开发指标预测 5.1、调整后指标预测 调整后油井开井由 52 口增加到 55 口，日产液能力由 7544t 上升到7900t，日产油由目前的 188.8t 上升到 190t，动液面由-644m 上升为-630m，日注水平由 6030m3 上升到 7200m3，有效注采比提高至 0.91。 5.2、调整后水井分注指标预测 通过对单元 49 口水井进行了标准分注划分，并结合井况现状划分出三段及以上分注井 14 口，若全部实施单元分注率可由 51.02%上升到71.43%。 5.3、调整后井网指标预测 预计调整后动态注采对应率由 85.3%提高到 88.6%，动态水驱控制程度由 85.1%提高到 87.5%。 5.4、2014 年配产指标预测 通过以上工作的实施预计 2014 年年产油 6.5516104t，措施井 6 口，措施产量 0.2400104t，自然递减控制在 5.94%。
