1、1白狼城油田稳产技术研究与应用摘 要：本文分析了白狼城油区局部地区目前开采中存在的问题，对开发调整方案设计进行研究，提出可行的调整实施方案，以实现白狼城油田长期高产稳产。 关键词：白狼油区 稳产 问题 研究 一、油区概况 白狼城油区处在鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部略偏北的位置，产层为长 2 油层，其探明含油面积 16.87km2，探明石油地质储量 1181.6104吨。 长 2 砂组构造的总体趋势与区域构造背景一致，表现为相对平缓、向西倾斜的单斜。差异压实作用在单斜背景上形成了一向东北方向开口、形态复杂、向西倾没的鼻状隆起群，隆起幅度不大，在鼻状构造内部，构造等值线的间距疏密不均，出现若干条 NE
2、-SW 向疏密相间的等值线条带，鼻状构造带有明显的阶梯状特点。油藏总体为中孔隙度储层类型，中值孔隙度一般在 16.418.8%之间，并随着地层的逐渐加深压实作用有逐渐增大趋势，中值渗透率在 11.222.310-3m2 之间，各小层之间差异性不大，属于低渗透储层范畴。 二、油区开发现状 白狼城油区于 1993 年 4 月发现、投入试采，至今已有 17 年的开采历史，其间经历了早期的天然能量开采和后期的注水开发，1993年2004 年依靠天然能量开发，2004 年 4 月，编制了白狼城油区初步注2水方案，确定采用反九点为主结合反七点及五点法注采井网，采用单层注水，注采井数比 1：3，部署生产井
3、226 口，注水井 73 口。并于 2004年底实施第一批 10 口井转注水，2005 年 4 月8 月实施第二批 15 口井转注水，2006 年 5 月7 月实施第三批 46 口井转注水，全区全面进入注水开发，2007 年又转注 3 口井，进一步完善了注采井网，年产量逐年增加，注水效果明显。 截止 2011 年 12 月，该区总井数 313 口，其中油井 218 口，水井 95口。平均单井日产油 2.38t/d，平均单井日产水 4.63t/d，平均单井日注水 8.48m3/d，月注采比 0.93。截止到 2011 年 12 月，全区累计产油量122.62104t，累计产水量 270.1910
4、4t，累计注水量274.85104m3，累计注采比 0.7，综合含水 68.78%，2011 年全年累计产油 17.63104t，累计产水 33.86104m3，累计注水量 44.97104m3，累积注水量 44.97104m3，地质储量采油速度 1.49%，采出程度10.37%，是横山采油厂第主力区块。 对区块剩余可采储量潜力进行分析，发现纵向上各小层储量动用不均衡，分层采出程度差异大总体看，主力小层采出程度较高，但剩余可采储量也较高，各小层近一半以上的可采储量有待开采。因此，加强稳产技术研究具有重要的意义。 三、油区开发存在的主要问题 1.局部地区注采井网不完善，边部完善难度大 油藏边部及
5、构造低部位油层厚度薄、原始含油饱和度低，注采井网不完善，边部油井如钻 294、钻 229、钻 191 等，均无对应的注水井。全3油田目前无注水受效井 29 口，29 口井平均单井日产油 0.62t/d，含水82.5%。 2.地层压力保持水平低 目前油田累积地下亏空 204.1 万方，累积注采比 0.54，油藏中部至断层为高产区域，但地层压力低于 3MPa，全油田地层压力只有原始地层压力的 45%，严重影响油田中长期稳产。 3.边部单井含水率较高，低效井比例大 目前白狼城油区共有采油井 220 口，平均单井日产油 2.21t/d，注水井 95 口，注采井数比 1：2.32，日注水平 1271 方
6、，平均单井注水 14.57方。白狼城油区中部产油量高，边部产油量低。将全区分为 3 个部分：高产区、中产区、低产区。生产数据如表 1 所示。 四、稳定技术研究 1.完善注采井网 根据动态分析产量分区评价结果，高产区以维持配注量或者稍微提高配注量的思路，重点研究吸水剖面吸水情况，实现均匀注水。中低产区，受边水影响较大，通过钻新井与转注井优化。 2.合理注采井网注采比 白狼油区，注水较晚，油田地下亏空，从图 2 可以看出，长 2 地层多数地区压力在 1.5-2MPa 水平，地层压力仍有待提高，总体上地层压力水平仍然较低，需要通过注水保持地层能量。图 3 表明油层中部及东南部液面水平较高，北部及南部
7、液面水平较低，需要动态配水补充地层能量，所以合理的注采井网注采比对补充地层能量，保持生产压差，改善4注水开发效果有重要的意义。 3.低产低效井有效开采方式研究 白狼城油区低产低效井主要分布于油区边部，受边底水影响严重。低产低效井的治理通常采取的方法有：注采动态调整、高含水井转注、关井等措施。 注采动态调整：加强注水工作，重要内容是加强注采关系的调整，使注采关系和水驱状况时刻保持最佳状态。本区依据油藏动态反应，对全区油田（区块）的注采井网和注采关系进行了较大规模的完善和调整，通过不断完善注采井网，提高储量的控制和动用程度；调整注采关系，谋求注采平衡；改善吸水剖面，对剖面上吸水不正常的井层，采取补
8、孔、措施增注等措施，改善其吸水状况等方法，水驱状况明显好转，形成了高产稳产的良好开发形势。 高含水井转注：低产低效井主要位于油区边部，受边底水影响较大，含水率较高，大部分都达到 90%以上，为此适当选取部分高含水井转注，一方面可以增大注采比，增加地层能量，同时还可以适当降低油区含水率。 关井：当油井产油量低含水率高的时候，关掉油区边部低产低效井，对全油区产油量变化不大，但是一定程度上能增加地层压力，提高油区开采效率。 五、总结 1.以产量和渗透率为依据，将白狼城油田细分为三个小区，分别为高产区、中产区和低产区。高产区全部位于油藏中部，油井 45 口、水井517 口，产量较高，是开发的主力区，平
9、均单井日产油 5.87t/d，注水提液增油效果明显，累产油量占全区总产量的 44.08%，含水率较低，平均在 30%左右，且含水率有下降趋势；中产区有油井 101 口、水井 52 口，平均单井日产油 1.87t/d，注水提液效果明显，含水率变化总体有上升趋势；低产区主要位于油田边部，油井 84 口、水井 25 口，产量较低，平均单井日产油 0.51t/d，受边底水影响严重，油井含水率高，含水难以控制。 2.通过对白狼城油田合理注采参数优化，白狼城油田合理压力保持水平为 4.8MPa，合理注采比为 1.2，2011 年油田注采比为 0.81，建议逐步提高注水量，控制产液量提高注采比，34 年内使地层恢复到合理压力水平。目前白狼城油田合理的井底流压大约为 1.3MPa。
