孤东油田断块油藏递减因素分析与治理对策 高含水油藏自然递减因素分析

　　摘 要：随着孤东油田断块油藏开发的深入，大部分油井已经进入了高含水期，但是采出程度并不高。很大一部分油井剩余油仍滞留在地下。随着油井含水率升高和地层物性变差，断块油井的自然递减逐步上升。本文分析了影响孤东油田小断块油藏自然递减的诸因素，提出了降低断块油藏自然递减的治理措施，并取得了较好的治理效果。
　　关键词：孤东油田；断块油藏；剩余油；自然递减
　　1 孤东油田断块油藏的特点
　　1.1构造复杂，断层多，断块多，断块小
　　孤东油田断块油田构造的特点主要就是其内部断层极其发育，形成众多的断块油气藏。例如，孤东西北部断块油藏处于孤东披覆背斜构造西翼北端的构造低部位，构造破碎，断层极其发育，主要发育了一些靠断层遮挡或位于微构造高点的小油砂体，包括一区馆下、二区馆下、一区东营、一区沙河街、二区沙河街以及66块、65x9块7个断块开发单元。
　　1.2 储层物性、原油性质、油层产能差别大
　　断块间、层系间由于油藏的储层物性、渗滤条件、原油性质存在着显著差异，油层产能差别也很大。断块油藏含油砂层组非常多，往往都有多套开发层系，断块层间渗透率级差较大，导致层间采出程度和吸水能力差异大。
　　1.3断块间油气富集贫富不均
　　孤东油田断块间油气富集贫富不均。例如，GD68块Ed组属于交叉断层断块油藏，地层呈现北低南高的形态，由于储层封闭良好，油气储量丰富。而二区Ng下主要为交叉断层断块油藏，在倾斜储集层上倾方向，被两条相交叉的断层所包围，油砂体分布零散，含油面积小和地质储量都较小。
　　1.4开发方式主要采取天然能量或人工注水补充的方式
　　投产初期，断块油藏大多边底水活跃，能量充足，开发方式主要是依靠天然能量驱动。随着采出程度的增加，长期只采不注造成地层能量亏空，水驱方向单一，注采矛盾显现，为了挖潜剩余油，提高采收率，一般会完善井网，采用人工注水的开发方式。
　　2 影响断块油藏自然递减的因素
　　2.1剩余可采储量采油速度对自然递减的影响
　　如果阶段原油采出量大于阶段可采出储量的增量，就会出现储采失衡，这时要保持同样的产量递减率，就要提高剩余可采储量的采油速度。假设可采储量不增加，老井没有措施且没有新井产量，自然递减就等于综合递减，综合递减与上一年剩余可采储量采油速度存在以下关系：D=V+V’（1-V），式中D表示综合递减；V表示上一年剩余可采储量采油速度（小数）；V’表示当年剩余可采储量采油速度增量（小数）。上年剩余可采储量采油速度增量越大，产量综合递减就越大，如果要维持综合递减不变，就要提高当年剩余可采储量采油速度，进而对第二年的综合递减产生影响。
　　可见，在增加可采储量困难的情况下，优化采液结构，合理化采液强度，是控制自然递减的办法。
　　2.2井网不完善对自然递减的影响
　　孤东油田断块油藏具有构造复杂，非均质性强，含油层系多，油水关系复杂等特点，因此开发难度较大。投产初期，断块油藏大多边底水活跃，不需要外界能量补充，仅依靠充足的天然能量驱动，就能达到采液需求。随着采出程度的增加，边底水的推进，水线从构造低部位向高部位锥进或指进，构造低部位逐渐水淹。这时，地下油水分布情况更复杂，未动用的剩余油分布更加零散破碎，长期只采不注，地层能量亏空，而边底水驱程度低的区域恰恰剩余油较为富集。这时井网不完善所带来的没有外界能量补充渠道、注采系统不平衡、水线推进方向单一、差油层难以动用等矛盾就日益凸显。
　　有的断块单元砂体零散，渗透率低，油水井连通差，水驱效果不明显，但长期注水可以使地层能量得以补充；而有的断块单元则构造较平缓，砂体发育面积较大，沉积相对稳定，具有好的油水井连通条件，水驱效果显著。因此，完善局部注采井网是断块剩余油挖潜的一个方向，也将会对延缓油井自然递减产生一定的控制作用。
　　2.3其它因素
　　孤东油田断块油井由本身的特性决定了其自然递减会受到许复杂因素的影响，除了剩余可采储量采油速度、井网不完善之外，还有许多其它因素，例如补孔位置、作业质量、工艺技术、日常管理、设备因素等。
　　3 降低断块油藏自然递减的治理措施
　　3.1 完善注采井网，提高水驱控制程度
　　GO1－66-8井位于孤东油田一区小断块66块，生产层位53层，生产井段1397.1-1404.3米，油层中深1400.7米，砂厚7.2米，有效厚度4.4米，与水井GO1－66-14单向对应，水驱力度不够，注采失衡。油井GO1－66-8于2009年12月测静压12.494MPa，而2008年8月静压值11.726MPa，地层压力有所回升。分析原因可知，由于53层油井66X12于2009年5月16日转注，使地层能量得到补充，同时，GO1－66-8井由单向注采对应改为双向，增加了有效的驱油方向，扩大了水驱控制面积，实现油井产量的稳升，取得了良好的增油效果。对比GO1－66X12井转注前GO1－66-8产量情况59.9/3.9/93.4，动液面442米；转注后59.2/4.4/92.5，动液面446米，含水降低了0.7个百分点，日增油0.5吨，有效控制了递减速度（表1）。
　　表1 注水井配量调整情况表
　　3.2优化采液结构，制定合理生产压差
　　油井投产初期生产压差过大会导致水锥的形成，低含水期过大的生产压差会加速底水的锥进。在中、高含水期，生产压差过小又不足以驱动启动压力较大的中、低渗透带油层，特别是当储层非均质性较强及存在低渗透带、薄夹层时，这种影响会更加明显。
　　GOGD 68块东营组构造发育平缓，原油粘度低，相对油水流度比低，在控制合理采液强度的情况下边底水突进现象不明显，水线推进缓慢，含水上升缓慢。从平面上分析，断块平面上以边底水推进为主，构造低部位受底水锥进和边水推进影响大，水淹严重，构造腰部水淹略轻，高部位水淹差。
　　因此，实际生产中应根据不同含水阶段的特点制定合理的生产压差和采液强度，才能有效控制自然递减。同时，在长期停采单元，受地层倾角和油水重力分异的影响，在构造高部位可能存在一定的二次剩余油，选择时机进行回采，也是优化采液结构的一种方式。例如，GOGD68X6处于低含水期，适宜低液低含水高产能生产形式，需要严格控制液量，密切跟踪其生产情况，防止边底水突进；GOGD 68-4、GOGD 68-5、GOGD 68X7、GOGD 68X10等4口油井处于中含水期，是含水上升的敏感阶段，以温和控液为主，做好控水稳油工作；高含水期的断块油井主要是提液促产，提高油层动用程度，降低含水上升速度。GOGD 68X10、GOGD 68X11等多口油井实施了回采措施。这些措施的实施，有效的延缓了其自然递减。
　　3.3加强工艺技术应用，改善油水井工作状况
　　油稠、出砂、结蜡等也是老井自然递减升高的原因之一，因此对采油工艺技术提出了更高的要求，泵上掺水、高压充填等先进工艺技术的应用也将有益于自然递减的延缓。另外，由于断块油井油藏埋深，易偏磨腐蚀，井筒套损情况日益严重，多轮次作业井居高不下，尤其是那些地层能量充足的断块油井，作业过程中压力高，需要用浓度较大的卤水压井。生产数据表明，压井后对油井产量影响非常大。
　　例如，GOGD68-5于2009年9月换光杆压井，2009年8月该井产量36 /16.9/ 53％，10月产量49.2/13/73.5％，目前产量47.3/12.7/73.2％，初期含水上升20个百分点，且至今仍未恢复。该井采出液腐蚀性强，总矿化度高达24384mg/L，光杆更换周期正常情况6个月。由于地层能量强，每次均需要压井，造成了产量的极大损失，对控制单井自然递减也是极为有害的。
　　4几点认识
　　（1）加强地质研究，精确描述储层特征、明确油砂体的分布，合理利用天然能量与人工补充能量，是搞好断块油藏开发管理的基础。
　　（2）正确认识油藏所处的开发阶段，及时实施有效的措施，并做好日常管理，是减缓断块油藏自然递减的重要手段。
　　（3）对断块油藏须有正确的整体认识，根据不同的地质特征，积极推广新工艺，应用新技术，是减缓自然递减的有效办法。
　　参考文献
　　〔1〕管丙金，2006.科技资讯，复杂断块油藏经营管理
　　〔2〕姜继水等，1999，提高石油采收率技术〔M〕，北京：石油工业出版社
　　〔3〕刘文涛等，1995，稳油控水专辑〔M〕，石油工业出版社
　　〔4〕毛凤鸣等，2005，复杂小断块石油勘探开发枝术，中国石化出版社
　　
　　作者简介
　　陈国斌，男（1970.05－），工程师，1990年7月毕业于胜利油田石油学校采油工程专业，长期从事采油现场技术管理工作。