現河采油廠斷塊油藏人工仿強邊水驅

劉子超

一、存在的問題

現河斷塊油藏動用含油面積115.3 km2，動用儲量1.424億噸，儲量比重43.6%，產量比重48.7%，標定采油率39.3%，該類油藏具有高溫高鹽特征，水驅為提高采收率主要手段，經過多個階段的調整挖潛，水驅提高采收率難度越來越大。針對目前斷塊油藏整體動用程度較高（采出程度35.78%），已進入特高含水開發后期（綜合含水96.4%），為進一步提高采收率，確定2012年在河68、河31斷塊油藏開展人工仿強邊水驅先導試驗。同時在梁60東、河71-3、河39等斷塊通過人工仿強邊水驅與污水減排相結合，注采完善局部砂體。

二、改進的具體內容及措施

斷塊油藏進入開發后期，通過強化邊外注水，恢復地層壓力保持水平，形成人工仿強邊水，使地下零散分布的剩余油重新向高部位運移，形成相對的富集區，對于特高含水期進一步提高油藏采收率，或者是提高近廢棄油藏開發效果具有較強的指導意義。我廠在開發歷史上，個別井組及單井實施仿強邊水驅，取得了一定的感性認識，為下步繼續實施人工仿強邊水驅提供了借鑒。

為進一步提高現河斷塊油藏采收率，建議通過人工仿強邊水驅，改善水驅效果。

1.制定篩選依據

從油藏因素：構造相對簡單，具有一定地層傾角，含油寬度適中，水體較小、相對封閉。

開發因素：具有一定井網基礎，具有一定的剩余物質基礎和提高采收率空間。

工程因素：井筒、工藝配套、地面配套等具有一定的適應性。

2.制定試驗區塊、井組選取原則

2.1構造相對簡單，儲層穩定發育，具有一定厚度和滲透性；

2.2有一定的含油寬度，斷塊相對封閉，水、油體積比一般在3以內；

2.3具有一定的原始控制井網，現層系生產井少，或近于廢棄；

2.4工藝、工程配套工作量相對簡單，可操作性強。

根據以上原則，優選河68-8、河31等5個斷塊編制人工仿強邊水驅試驗方案，涉及8套開發層系13個注采井組，預計增加日油750t/d。

三、實施過程及實施時間

該建議提出后，得到采油廠改善經營管理建議領導小組的充分重視，經過組織專家充分論證于2012年3月7日立項，并開始在采油廠稀油地區實施。

1.針對注采對應率低和層間動用不均衡的問題，河4-斜93井組，水井于2011年3月補孔相對低滲層沙二33（14.09毫達西）、341（233.8毫達西）下分層注水，測試結果顯示，沙二33、沙二341相對吸水量20.0%，在強化注水的同時（配注由200方調到400方），對應油井河4-斜75多層合采，放大壓差生產，促進多層合采儲量的均衡動用，注水三個月后，對應油井河4-斜75開始見效，日油由3.9t/d上升到7.2t/d，含水由98.0%下降到96.4%，累增油912t。

2.及時轉注優化注采井網，注水見到成效。針對河105-斜6井區地層能量差的問題，在今年3月份采取積極措施，一是轉注河105-斜11完善該區注采井網、二是加強邊外注水，增大河148-斜11的注水量，配注由30方/天上調到60方/天，目前該區產量、能量正在恢復中，井區日液由13.4t/d上升到29.8t/d，日油7.6 t/d 上升到13.9 t/d，動液面由1699m恢復到1204m，累增油252t。

3.在河68-斜45井組，針對沙二75小層水淹情況嚴重的狀況，通過兩口水井持續5年不對稱注水，補充地層能量，促進地下油水重新運移，實現水淹區油井高產。井組中河171井于2012年3月8日補孔單采后，取得18.2*14.6*20%的好效果，累增油626.3t。

四、預測經濟效益

建議工作量從2012年3月份陸續實施，截止2012年10月份全部完成，措施完成后前三個月累積增油1790.3 t，取得了顯著的經濟效益。

經濟效益=增油量×噸油價格-投入的成本費用、增加的運行費用和稅費=（912+252+368.6）*3600/10000-247.65=304.086萬元