提高区块开发稳产对策

熊玉娟 金昱含 陈国辉 关海盈 计雪雷（吉林油田扶余采油厂，吉林 松原 138000）

1 区块基本情况

1.1 地质概况

XX单元位于扶余Ⅲ号构造八家子Ⅲ号构造高点和四家子高点的鞍部地带，该区块被多条南北向的正断层所切割，为复杂断层切割区。该区块面积为5.7km2，地质储量为574.08万吨，可采储量为192.07万吨，区块原始地层压力为4.4MPa，饱和压力为3.6 MPa。

1.2 开发现状

区块油井应开251口，实开245口；水井应开113口，实开99口。井口日产液1827吨，井口日产油95.3吨，核实日产液1533吨，核实日产油79.9吨，含水94.7，动液面291米。目前该区块核实采出程度28.86%，核实采油速度0.5%，部颁综合递减17.93%，部颁自然递减18.72%。

2 区块开发效果评价

2.1 近五年以来开发形势分析

2011—2015年该单元总体开发形势为“三升两降一平稳”，三升：日注水、日产液、综合含水；两降：日产油、动液面；一平稳：注采比。

2.2 主要开发指标评价

近五年来由于先后受到钻井停注和调剖失效等因素的影响，严重制约了区块的开发水平，自然递减、综合递减与含水上升率等指标均呈上升趋势，针对这种情况，对区块部分井进行注水调整后，情况有所改善，但开发指标依然处于恶化趋势，没有得到有效抑制。同时由于该区块监测井点及可对比井点较少，对区块地层压力的认识程度与实际可能会存在一定偏差，急需需加大监测资料的录取。

2.3 近五年改善开发效果所做的工作及效果

2.3.1 精细注水调控，改善水驱效果

注水调控原则：

2.3.1.1 加水：对能量不足，低压低产区块加水；对主力层低产进行加水；对新层动用前进行压前培养；对压后低产或递减快进行加水；对钻井泄压开注的区块加水。

2.3.1.2 减水：对产液及含水呈上升趋势控水；对地层压力上升过快、过高控水；对高含水、高压层控水；对动用层后高含水控水；细分层后减水。

2.3.1.3 扩大周期注水、层间轮注与强弱注规模，确保控水稳油效果

对高产液、高含水、矛盾突出以及水淹重的区块实施周期注水与强弱注，对注水井层段多井实施层间轮注和强弱注。

层间轮注：主要应用于注水井层段多层，各层纵向非均质造成吸水差异大的区块，主要注水方式为15天一个周期，注水量为常规注水量的0.7-2.5倍。

强弱注：主要应用于高产液、高含水区块以及平面矛盾突出的区块，主要注水方式为注30天弱注30天，注水量为常规注水量的0.5-2倍。

2.3.1.4 开展调剖工作，控制无效水循环

2011年对区块部分井进行调剖，调剖后液量平稳，产油增幅达30%。

但调剖失效后，液量平稳，油量递减较大，含水大幅上升，失效后通过常规方案调整，难以控制含水上升，需要进一步加强认识，对区块再次进行调堵。

2.3.1.5 开展细分层注水，改善层间矛盾，提高水驱储量动用程度

2013年对本区块部分井进行细分层，细分后增加了受效层位，提高了水驱控制体积，有效的增加了单井产能。

2.3.1.6 通过产能建设，提高储量动用程度

近年来投产油井XX口，水井XX口。新井均达到了设计产能，产量较好，提高了区块动用程度，增加了可采储量。

2.3.1.7 深化油藏认识，优化措施结构，实现高效挖潜

近五年来，通过油藏刻画单砂体研究，寻找剩余油分布规律，有效的增加了措施层位，实施了补孔压裂、普通压裂，复合射孔与堵水等挖潜措施，补孔压裂与复合射孔效果较好，普通压裂次之，堵水效果一般。

3 结语

3.1 确定区块稳产对策之前必须了解区块基本概况，对各层剩余油、产状及地层压力了解透彻。

3.2 至少分析5年以上开发形势，从中找出适合区块生产的开发对策。

3.3 挖掘区块潜力，针对低产井及注水效果差的井组进行改造。

3.4 合理的指标确定，只有区块开发指标合理化才能长效稳产。

4 稳产对策

4.1 工作思路：从基础、新井、措施、管理四个方面狠抓开发过程动态控制。

4.2 以基础为重点，继续以控制无效水循环为切入点，进一步深化调剖堵水、补孔细分层和注采调控工作。

4.3 强化参数管理，如调小地面参数（或者加深），或调小冲程、冲次的方式提高系统效率及稳产时间。

4.4 主体措施补孔压裂与复合射孔，普通压裂要加大研究力度，堵水根据需要。

4.5 在规范安全及环保前提下按照安全环保及产能需求部署新井，提高储量动用程度。