吉林油田木H区块综合稳产技术对策

宋颖娜

【摘要】木 H区块是96年开发的老油田，区块大部分井产层单一，经过10年以上的开发，区块稳产形势日趋严峻。本文重点阐述了07年以来针对区块开发现状，通过精细注水，实施综合挖潜等手段，使区块产量递减得以减缓，开发形势得到较好的改善，稳产形势良好，区块基本实现了区块的良性开发。

【关键词】制约因素 精细注水 综合挖潜 良性开发

1 区块基本情况1.1 地质概况

油藏类型属岩性构造油藏，区块位于101井区西部，地质储量是275.58万吨，含油面积为5.2平方公里，渗透率7.2*10-3平方微米，孔隙度18.7%，原始地层压力8.63兆帕，目前地层压力8.4兆帕，平均埋深986米。地面原油粘度77mPa.s，凝固，21℃，总矿化度5752mg/l，含蜡13.3%.主产层杨大城子油层22、23号层、南部高部位同时生产扶余油层1、2砂组。

1.2 开发历程

木H区块是1996年投入开发，开采扶余和杨大城子油层，虽然经过1997、1999、2002年扩边、加密调整，但并没有扼制产量下滑的趋势，直至2005年进一步加密调整后区块开发形势得到好转，2006年-2011年以来区块一直保持着良好的开发形势。

1.3 开发特点

该块为单一油层，属于低孔低渗油藏，而且油层呈现为严重非均质性。该块属砂岩油藏，单层突进现象较严重，层内及层间矛盾特别突出。

1.4 开采现状（表1）

2 区块存在问题

（1）区块产层单一，稳产难度大。

（2）欠注现象仍然比较严重，制约区块开发。

（3）近井地带结垢，形成渗流屏障，影响产量发挥。

3 改善开发效果技术对策

07年以来，针对H区块的储层特点和开发特征，研究剩余油潜力，精细注水，实施综合挖潜，使区块产量递减得以减缓，开发形势得到明显改善。

3.1 精细方案研究 搞好方案调整

（1）密切观察周围油井的动态变化，及时准确调整好注水方案。

（2）时时掌握注水压力及水量变化情况，结合动态变化，及时验证注水方案，确保方案落实。

（3）变观念适时调整注水方案，确保油井稳产。

（4）应用测试资料提供的信息，结合井组动态变化调整注水方案，效果明显。

（5）优化测试周期及流程，实行“一井一测”原则，确保注水方案及时有效落实。

3.2 深化储层认识 实施综合挖潜

（1）油井酸化解堵，增产效果好。

（2）油井堵水，减缓层间平面矛盾，减少无效产出水。

（3）欠注井实施增注技术，效果明显

（4）平面矛盾突出井组调剖，效果显著。

（5）在剩余油认识基础上，采取局部加密油水井。

①断层遮挡形成的剩余油富集区加密，挖掘剩余油。

②针对注采不完善区域不大注水井，挖掘剩余油潜力。

4 效果评价及认识

通过上述精细注水，综合挖潜工作的开展，木H区块开发效果得到明显改善，具体表现在：

原油产量由2006年的2.5966万吨/年稳定升到2011年的2.4311万吨/年，07-09年递减控制较好水平，区块自然递减逐年减缓，2011年油田自然递减为5.84%；油田老井含水上升率得到有效控制，老井含水上升率0.33%；地层压力平稳上升，地层压力保持在8.4Mpa。

取得的认识：

区块经过十多年的注水开发，虽然开发矛盾突出，稳产难度较大，但是通过强化有效注水，深化综合挖潜，仍可以提高区块的开发水平。

通过加密调整井与老井资料的综合应用、可以有效而快捷地指导区块的水淹及潜力认识。