西區油田旦八區塊3183井區油藏穩產方案研究

敖煒 任強燕 張皓 胡偉康 韓晉偉

摘? ? ? 要：某石油西區采油廠位于陜北斜坡中西部，區內分為延長組和延安組這兩個比較重要的油層，由于油層埋藏的比較淺，滲透率比較低，產能比較少，存在著物性差、致密性差等多種特點，屬于特低滲透油田。目前有超過4 000口井處于注采運行之中，經過多年開發一些層位油層的含水率都逐步上升、采收率逐步下降，通過對本區塊的研究，提出了穩產方案。

關? 鍵? 詞：含水率;產量遞減 ;穩產方案

中圖分類號：TE357? ? ? ?文獻標識碼： A? ? ? 文章編號： 1671-0460（2020）11-2511-04

Study on Stable Production Plan of Reservoir in 3183 Well

Block of Western Oilfield Danba Area

AO Wei， REN Qiang-yan， ZHANG Hao， HU Wei-kang， HAN Jin-wei

（Qinghai Oilfield No.3 Oil Production Plant， Mangya 816400， China）

Abstract： An oil production plant is located in the middle and western part of North Shaanxi Slope. It is divided into Yanchang Formation and Yan'an formation， which are two important oil layers. Because the oil layer is relatively shallow， the permeability is relatively low， and the production capacity is relatively low， there are many characteristics of poor physical properties and poor compactness， which belongs to the ultra-low permeability oil field. At present， more than 4 000 wells are in the process of injection and production. After years of development， the water cut of some oil layers is gradually rising and the recovery is gradually declining. In this paper， this block was studied， a stable production plan was proposed.

Key words： Water cut; Production decline; Stable production plan

1? 工區簡介

3183井區2004年投入開發，開發井主要采用自然能量開采，部分井組以注水開發方式開采。注水井25口，采油井203口，注采井數比約1∶8。其中長3開井60口，長4+5開井85口，長6開井58口。本區主要生產層為長3和長4+5。

在統計的過程中，發現從2004年開始一直到2006年，生產的井數在逐漸地增加，生產的油量和液量也在逐漸地增加。從2007年到2010年，總井數量變化不大，每年生產的油量和液量有所下降。從總的情況能夠發現，在油田生產的前期主要是通過擴邊井和加密井來確保穩定生產的[1-3]。

1.1? 地層虧空與油層壓力

從2006年開始，開始對一部分井組進行注水開發，主要是從長3層到長6層之間進行的，目前由于設備故障等原因有4口未投注，實際工作的注水井為21口。

本區塊開發后期開始注水，而且沒有大范圍應用，導致底層能量嚴重不足。截至2010年6月底，工區累積注水1.273×105 t，累積虧空1.688×105 t。

通過地層的壓力變化能夠了解到地層的虧空狀況，但是僅僅通過注水無法恢復本地區地層的壓力。2009年，這個地區的平均壓力在8.30 MPa，和2004年相比，只是2004年的72%，也就是說壓力水平無法保持在原來的狀態，產量也會逐漸地下降，通過生產曲線資料圖能夠發現，這種情況十分明顯。本地區投產一到兩年之后，產量就會快速地下降，但到了后期就會趨于平穩[4-6]。

1.2? 油田產量遞減規律

之所以出現了油田減產的情況，是因為當地的油藏儲存類型不同，從2004年的3月份到2010年的6月份，工區注水相對比較完善，我們對具體的減產規律進行了分析統計。

通過分析結果可以看出，區塊中單井產油量下降主要經歷了兩個時期：前一個時期為2005年到2008年，是單井產量逐步減少的初步階段，主要依靠天然能力產出，地下的能量減少很嚴重，產量的遞減速度也很快，以每月3%左右逐步遞減。月產油量計算公式為Qm = 28.179e-0.032 7x（相關系數R ? = 0.891 9）;第二階段為遞減中期（2009—2010年），2008年3月開始進行了注水補充地層能量，具體的地點指數如圖2所示，每個月的遞減率大概在2.01%，每年的遞減率在24.12%，和第一個階段相比，整體降低了25%。月產油量計算公式為Qm = 15.85e-0.020 1x（相關系數R ? = 0.686 6）。見圖1。

經過分析能夠發現，油藏的儲存量不能進行長時間的開發，要在一段時間內進行注水補充。在開發過程中，前期產量非常高，后期可能會出現下降的情況，進而趨于平穩，只有合理的注水才能提高生產率。

1.3? 低產井形成原因分析

根據2010年6月工區165口生產井統計，1 t以上的井21口，占總井數的12.7%;0.5～1 t的井42口，占總井數的25.5%;0.3～0.5 t的井37口，占總井數的22.4%;0.3 t以下的井65口，占總井數39.4%（見表1）。

通過分析，低產井的形成原因主要是3個方面：當前的局部注水并不完善，有時候甚至無法及時的補充油藏的能量;油藏邊部含油量比較少;局部出現裂縫滲流的情況比較明顯，在這些部位產量較少。

由各油層組試采產量分布可以看出，工區產能分布與構造、沉積微相特征關系密切。高產的地區產生了豐富的油氣，尤其是東西向和北東向這幾個部位產量比較高。相反，油藏邊部，油層物性差、含油豐度低地區則是低產井分布的主要區域。

1.4? 工區注采系統尚不完善、注采參數優化

1.4.1? 歷年注水指標分析

目前的注水井數仍然較少，無法滿足油田注采平衡的要求。工區2006—2007年為開始注水階段，注水井數從1口增加到4口，年注水量分別為3 339、8 763 m3，單井平均日注水量較高，分別為13 m3和14 m3，平均注水壓力較低，約2.0 MPa;2008—2010年為較大規模注水階段，年注水井數保持在15口左右，年注水量分別為37 283、58 426、16 496 m3，單井平均日注水量有所降低，分別為7、9、7 m3，平均注水壓力逐年升高，分別為4.1、5.0、5.2 MPa。

1.4.2? 注采參數分析

根據該區目前油田開發現狀及油藏地質特征、注采井距、油層連通情況，借鑒了相鄰的油藏注水工作經驗能夠，地層在初期能量虧空情況比較嚴重，要增大注水的量，強度要保持在2.2 m3·（m·d）-1，持續注水，一年之后能夠補充第一層的能量。有一部分地層能夠穩定的生產，這個時候要采取溫和注水的方法，可以降低配注量，把注水開采的比率控制在1.2左右。

1.5? 平面及層間矛盾突出、注水見效但幅度不大、水淹嚴重

1.5.1? 油井見效特征分析

通過對工區18個注水井組的統計，注水井組區域內油井總數為73口，其中長3油井數為40口，長4+5上油井數為7口，長4+5下油井數為20口，長6油井數為6口。受效油井以長3最多，長4+5下次之，長4+5上和長6較少。受效油井總數為36口，受效比例為49.3%，單井平均見效幅度0.44 t。本區注水見效幅度較低。

在動態分析的過程中能夠發現，工區的油井是主流線型，受效方向十分明顯，水驅的方向和分流的流線方向基本相同。有一部分油井出現了不對稱的見效方向，這種油井大多數處于分流河道的邊緣或者是油藏的邊部。巖性致密帶，也會影響到油藏。一部分井組在改造的過程中出現了裂縫，被我們稱作裂縫型，導致油井的見效幅度很小。

面對這種情況，要合理地控制注水和開采的強度，增加側向的注水強度。為了促使油井能夠全面均衡的見效，會從側向油井進行恢復壓力，或者是深抽，這種方法能夠產生放壓提液效果。

1.5.2? 油井含水上升及水淹原因分析

選擇的注水工藝或者是當地的地質因素、開發生產的方式等多種因素都會影響到油井的含水情況，導致油井含水量快速的上升?？偨Y低滲油田油井的過早水淹規律能夠發現，注入水的運動會受到沉積相的控制，無論采取怎樣的注水井布置，注入的水也會快速地進入附近的河道，注水的速度會受到河流上下游的影響，所以河道內部分布了大量的砂體，這就會導致油井出現水淹，或者是過早見水的情況。把注水和采井的連線連接起來和地層的主應力處于平行的方向時，采油井見水快，注水波及范圍比較小。在古水流方向，如果采油井處于注水井的下游或者是側翼，那么見水就比較慢。如果采取構造軸部注水這種方法就會快速的見水。在注水的過程中，注水和開采的比例不適當、水井分層測調不合格等多種情況能夠導致水淹。由于油水井壓裂裂縫溝通所導致，一些油井由于含水量過高，就沒有抽油的價值了，就會形成注水井。如果油井的壓力規模比較大，容易引起與其他油井溝通，而導致油井水淹。

很多油井是因為工藝不當或者是水淹出現了作業事故等多種情況，導致停井，出現事故比較多的就是水淹井。從2010年7月份開始統計，關停的井有41口，占總數的20.2%，其中有1%的井出現了事故，有3.4%的井出現了供液不足的情況，還有15.8%的井出現了水淹的狀況。

通過綜合分析，工區油井水淹可能由以下原因造成：一是注采比較高，注水強度大，過度注水出現了水竄的情況，油井內部的含水量會快速的增高，產油量開始遞減;二是由于注水開采的比例比較低，注水的強度較小，導致一些部位沒有得到充足的注水量，在開采的過程中出現了油水分離的情況，導致內部的含水飽和度比較高;三是套管發生破損使油層以上地層水流入井筒導致含水上升。

2? 改善措施

根據經驗、地質研究、數據動態建模和分析，現在區塊的剩余可采儲量其實主要都是通過井網掌控，沒有辦法打加密井來提供產量，所以減緩產量遞減的方式主要有：精細化注水，不斷優化注采井網，從而提高采出比;通過補孔等措施做好層間接替，對于一些關停井通過歷史數據分析重新進行開采[7-10];通過壓裂和其他化學等多種措施提高開采的效果。

2.1? 綜合調整治理方案

油井轉注措施：恢復低壓區地層壓力;高壓、有利儲量區低產井補孔處理;水井恢注、停注及補孔。

注采優化措施：注采優化主要是通過對注采的參數、壓力數值、對于井網的采出控制措施等幾個地方進行分析和研究，從而制定出合理的治理方案。

2.2? 開發效果預測

具體的開發指標包括日產水、年產水、累計產水、日產油、年產油、累計產油等，在這過程中常規的維護性的措施不考慮在內，所有的調整工作都需要在半年之內完成，選擇數值模擬這種方式進行開發指標的預測，調整方案總體工作量見表2，開發指標預測見表3。

3? 治理效果評價

從2011年8月份開始實施這個方案，在統計的過程中發現這24口井都采取了積極的補救措施，在采取措施之后日產油量開始增加， 累計增加了1 800 t，效果十分明顯。

4? 結束語

本次研究以井區長4+5砂巖儲層為主要對象、兼顧長3、長6，通過分析油田遞減規律以及低產井成因并提出相應的穩產措施。

通過對工區開發特征及產量遞減規律分析，本區主力油層長3～長6注水時間較晚，規模較小，開發方式以自然能量為主，導致地層能量虧空嚴重，單井日產油水平較低。

從油井產能分布特征分析，構造、沉積對產能控制作用明顯，油藏邊部，油層物性差、含油豐度低地區則是低產井分布的主要區域。

通過注水動態和油井見效特征分析，由于這個地區在注水開采的過程中，井數比比較小，選擇的方法也不夠完善，參數不當，出現了層間吸水的差異，導致油井見效幅度低，平面上應實施雙向調整，縱向上采用分層注水解決層間矛盾。

當前注水和開采的井網不夠完善，出現了注水參數不當等多種問題，一部分地區形成了高壓區，一部分地區形成了低壓區，在長3層和長4+5層這些位置比較嚴重，還有一些水淹情況十分嚴重。平層之間的矛盾越來越嚴重，需要針對注水和開采的比例進行調整，從而確保壓力的平衡。

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