奈曼低渗稠油油藏稳产对策研究与应用

2015-03-23张虎辽河油田辽兴油气开发公司辽宁盘锦124010

化工管理 2015年30期

张虎（辽河油田辽兴油气开发公司，辽宁盘锦 124010）

奈曼低渗稠油油藏稳产对策研究与应用

张虎（辽河油田辽兴油气开发公司，辽宁盘锦 124010）

针对奈曼油田面临的油水粘度比大、储层非均质性强等问题，利用油藏工程方法，结合动态分析，深化对油藏水淹和剩余油分布规律认识的基础上，采取了完善注采井网、细分水动力受效单元、加强剖面治理、精细注水调控等措施，以调整注采结构，完善注采系统。该措施实施后有效控制了含水上升速度，提高了注水波及体积系数，区块注水开发效果得到改善。

奈曼油田；注采井网；稳产对策

1 油藏概况

奈曼油田位于内蒙古自治区通辽市盟奈曼旗境内双河村西北。奈曼油田储层物性较差，主要为低孔、低-特低渗储层，局部发育中孔、中渗带层。其中九佛堂组上段孔隙度主要分布在10%-20%，平均14.6%；渗透率主要分布在50×10-3μm2以下，平均12.2×10-3μm2；碳酸盐含量主要分布在0-7%之间，平均4.55%，含量中等偏高；九佛堂组下段孔隙度分布在7-19%，平均12%，渗透率主要分布在50×10-3μm2以下，平均10.6×10-3μm2。泥质含量中等偏高，平均8.89%，碳酸盐含量中等偏高，平均4.55%。九佛堂组原油为普通稠油，地层水为NaHCO3型。

2 油藏稳产面临的主要问题

2.1 原油粘度大，递减速度快，稳产难度大

奈曼油田属于低孔、低渗-特低渗稠油油藏，原油物性差，粘度大，地层条件下油水粘度比高，原油流动性差，导致低产、低效井多。

2.2 天然、人工裂缝的存在增加了注水开发难度

奈曼油田储层物性较差，油井全部压裂投产，天然、人工裂缝的存在，一方面造成裂缝方向上的采油井见效快、见水快，水线推进速度5-42.8m/d，个别井10天就暴性水淹；另一方面，裂缝侧向的油井见效缓慢，甚至长期不见效，水驱优势方向明显，加剧了注水开发的平面矛盾。

2.3 非均质性严重，纵向层间矛盾突出

奈曼油田受到纵向含油井段长、层多、层薄的影响，纵向砂体间非均质性强，均质程度较低，变异系数大于1，渗透率级差在5.2-10010之间。纵向层间矛盾突出，造成了单层突进现象严重。

3 区块稳产对策

3.1 完善注采井网，提高区块开发效果

奈曼油田处于产能建设阶段，存在局部区域井网不完善现象，注采对应状况差，在局部井网控制程度低的区域进一步加密井网，完善注采对应关系，提高油砂体动用程度。为提高波及体积及水驱采收率，改善平面矛盾，提高区块开发效果，开展以下工作：一是通过产能建设完善注采井网；二是通过层系归位完善井网。

3.2 细分水动力受效单元，均衡平面采出，抑制含水上升

根据奈曼油田注采井网模式，细化水动力受效单元，均衡平面采出，主向油井控制采液强度和侧向油井放压提液生产的双向调整政策，从而抑制主应力方向水线的推进速度，抑制主向油井含水上升速度，促使注水沿侧向推进，均匀水驱方向。

通过以注水井为核心的“水动力受效单元”，针对水驱效果较差的主流线型、不对称型、裂缝型低产区域进行精细注采调控。同时依据数模拟及油藏不同部位的开发动态特征，执行分区域、时段、变注采比的注水开发技术政策，对低能量、低区域强化注水，对高能量区域实施温和注水，控制油含水上升速度，减缓油井递减。

3.3 加强剖面治理，改善剖面吸水状况，保证油田稳产

奈曼油田油层非均质性较强，均质程度低，变异系数大于1，渗透率级差在5.2-10010之间，纵向层间矛盾突出。并且在吸水剖面上同样显示单层吸水现象比较严重，统计注水厚度为1786.5m/470层，吸水厚度为654.2m/157层，吸水厚度只占注水厚度的36.6%。

奈曼油田注水实施开发以来一直将分注工作作为改善注水效果的一项首要任务，结合油田地质条件、开发阶段、工艺技术等，制定合理的注水层段组合标准，确定各油层段的油层数和渗透率级差控制范围，不断提高油层吸水厚度比例，多层油藏都要实施分层注水，主力油层和强水淹油层要单卡单注，其它油层要尽可能细分。

2014年奈曼油田符合条件分注率达到95%，平均单井分注级数也达到2.37级，通过分注，水驱储量的动用程度达到78.2%。

3.4 精细注水调控，抑制含水上升

精细注水调控是油田注水工作的重要环节，是完成油田开发“注够水、注好水、精细注水、有效注水”的先决条件。随着采出程度的不断增加，含水上升会越来越威胁油藏稳产，根据油藏动态变化及时有效的进行注水调整是注水开发油藏保证油藏稳产的根本，且有效的方法。分层注水调控，就是应用流量计在设计注水压力下进行各层流量测试，即进行检配，以检查调配是否合格。如某些层段注水量不合格，则需重新进行水嘴的调整。