卫229块层间精细注采调整实施及效果

屠建峰等

摘要：卫229块到2014年底，综合含水86.8%，采油速度0.84%，地质采出程度30.52%，自然递减1009%，出现了井况变差、注入水优势渗流方向不清、分层动用差异大。对此开展了层间精细注采调整，充分发挥各类储层开发潜力，达到提高储量控制和动用程度，保持油藏稳产。

关键词：水驱动用；水驱采收率；油藏描述；稳产技术

中图分类号：TB

文献标识码：A

文章编号：16723198（2015）07019202

1油藏基本情况

1.1地质概况

卫229块位于卫城油田中部，是由卫2和卫35断层遮挡而成的断块油藏，断块内部又有多条次一级小断层，将卫229块分割成多个小块，断块内地层走向为北东向，倾向东南，地层倾角5°-20°。含油面积0.6km2，地质储量64×104t，可采储量22×104t。

1.2开发历程及现状

1.2.1开发历程

（1）建产稳产阶段（1991.6-1996.6）。

1991年6月全面投入开发，初期部署油井5口，当年累积产油1.14×104t。1992年3月，区块进入注水开发，能量得到补充，年产油量上升，随着区块井网进一步调整、加密，区块产量保持了相对稳定。

（2）产量递减阶段（1996.7-1999.5）。

由于受井况恶化的影响，区块地层能量下降，产量下降，开发效果恶化。重点水井229-4、229-6出现事故，油井N229-6高含水关井等原因，产油量由1996年的1.48×104t下降到1997年的1.0×104t，年降產4800t。

（3）更新调整阶段（1999.6-2002.12）。

这一阶段通过对区块内重点事故井进行侧钻2口井（CC229-4、C3-7），更新2口井（N2-41、N2-40），在剩余油富集区部署调整井2口（229-9、229-10），提高了区块储量的控制程度，改善了区块的开发效果。区块年产油由0.91×104t上升到1.43×104t，自然递减由23.46%减缓到-26.23%，呈现了较好的开发形势。

（4）井况损坏，产量下降阶段（2003.1-目前）。

进入2003年因井况恶化，卫18-20、卫229-10相继关井，区块含水居高不下，产量递减到1.185×104t。2007年由于新增油井事故，新卫2-41、卫侧18-20因套破高含水关井，区块产能递减至0.6145×104t。2014年新增油井事故2口（WCC2-42、W229-3），影响区块产能降至0.5337×104t。

1.2.2开发现状

截至2014年12月，卫229块共建成油水井16口，其中油井10口，开井9口，日产液128吨，日产油16.8吨，累计产油20.866×104吨；水井5口，开井4口，日注水量116.4m3，月注采比0.87，累计注采比1.5。采油速度0.84%，地质采出程度30.52%，自然递减1009%，综合递减-12.86%。

2存在问题

2.1井况事故严重，注采井网不完善

卫229块自1991年投入开发以来，因井况损坏关井4口，其中油井2口，水井2口；经调整治理后，目前已更新侧钻的有2口（卫侧侧229-4、卫229-侧7）；目前仍有2口关井，其中油井1口（卫49-5），水井1口（卫2-40），导致局部注采井网不完善，减少水驱控制储量0.9×104t，减少水驱动用储量0.5×104t；损失可采储量0.3×104t。2014年新增事故井2口（卫229-3、卫侧2-42套破），影响日减油3.1吨。

2.2因局部构造复杂，无法完善注采井网

卫229块受地质构造影响，区块沙三上层位构造形态各不同，并且被内部次一级断层复杂化，构造相对复杂；主要表现在卫229-1井区和新卫2-40井区，因构造复杂、区块小无法注采完善。

2.3层间上主要受层间非均质和生产层段单一影响，油井见效见水快

229块分层动用差异大，根据2010年吸水剖面统计显示：不吸水层占64.3%。强吸水层导致对应油井含水上升快，而不吸或微吸水层动用相对较差。例如卫229-9井多次测剖显示二下4，2337.0-2389.2米，13.1米/10层，不吸水。其次229块油水井生产层段单一，未分层系开发，导致油井见效见水快。

3开发潜力分析

3.1注水量与地层能量保持状况分析

与2013.12相比，日注水平增加21m3，统计年注水量由7.1224×104m3上升至7.658×104m3，上升05356×104m3，月注采比0.87，累积注采比1.5，地层能量略有上升，分析主要原因是2014年转注两口井（卫229-3，新卫3-7），日增注水量130m3/d，导致对应油井能量上升；统计有2口井（卫侧侧229-4、卫229-8），平均动液面上升282m；

卫229块日注水量增加，地层压力略有上升，动液面受注水增加影响有所上升，保证区块的能层能量。

3.2吸水状况分析

近三年的吸水剖面统计表中可以看出，不吸水层数呈下降趋势，由2011年66.1%降到了50%，下降了个16.1百分点；相对吸水<5m3/d的弱吸水层吸水厚度百分比由85.8%下降到69.0%；相对吸水5-15m3/m/d的层吸水厚度由14.2%上升到31%，上升16.8个百分点；相对吸水≥15m3/m/d的强吸水层的吸水厚度均为0。从以上资料可以看出，薄差层的注水未得到加强，但吸水强度大的层注水量得到有效控制，不吸水层厚度百分比较2013年有所减少，表明吸水状况有所改善。

3.3注采井网状况及适应性分析

截至2014年12月，卫229块开井注采井数比为1：1.6，井网控制状况较好，井网控制率达75%，其中单向受控井2口，占25%，双向受控井4口，占50%，不受控井2口，占25%。从分层的受控状况统计可以看出，三上1受控较差，注采井网局部有待完善；三上3受控率为0，须进一步完善井网。

3.4水驱控制储量、水驱动用储量分析

2014年以来，区块实施完善井网措施（转注）2井次，增加水驱控制储量1.6×104t，水驱动用储量1.0×104t；因回采一口井，减少水驱控制储量0.5×104t，水驱动用储量0.3×104t；截至2014年12月，区块水驱控制储量62.1×104t，水驱控制程度97%，水驱动用储量46.9×104t，水驱动用程度73.3%；这表明随着注采井网的不断完善，区块水驱控制和水驱动用储量是逐渐增加的。

4治理思路和对策

4.1治理思路

在油藏构造及储层精细研究的基础上，精细井组治理，平面上恢复局部采油井点，加强潜力层动用，层间上强化科学调配，减少层间干扰，启动差吸水层。均衡注水、均衡采油，降低区块递减，改善区块开发效果。

4.2治理对策

一是通过大修换井底，完善局部注采井网，2014年实施大修侧钻1井次；

二是通过水井补孔、重分、细分等手段，进一步完善注采系统、改善吸水剖面，降低无效注水量，加强分层动用，2014年实施水井措施3井次，其中转注1井次、补孔1井次、分注1井次；

三是油井主要是通过堵水、回采、大修等手段来加强分层动用；

四是在注采井网完善区，对见效及供液充足区及时提液，提高单井产能。

4.3工作量实施情况

本着早部署、早实施、早见效的原则，2014年层间精细调整工作累计实施调整井组5个，实施油水井措施工作量6井次，其中注水井工作量3井次，对应油井配套实施工作量3井次。其中已见效井组4个，对应油井初期实际日增油能力7t，累增油1856t。

5典型井组效果分析

5.1复杂断块油藏精细层间注采调整，井籍转换保持井组高产稳产

结合井组的剩余油认识和存在的问题，有针对性的提出井籍转换，一是将套漏油井转注，增加新的注水方向；二是通过对低效水井实施打塞回采，实现了精细层间注采调整，保持井组高产稳产。

油井卫229-3转注，卫202打塞回采

油井卫229-3原生产沙二下2-4，由于套破，日产液55.5t，日产油0.4t，含水99.2%，研究分析认为其三上3与卫203对应弹性开采，2014年4月补孔转注卫229-3的三上3，卫203于2014年10月见效，日增液10t，日增油1t。与卫229-3对应的水井卫202打塞回采，日产液8.8t，日产油4.8t，含水46%。井组累计增油948t。

5.2复杂带单砂体一对一精细注采调整

卫侧3-7打塞补孔重分实施针对性注水。

水井衛侧3-7的二下3的26和27号小层与油井卫侧侧229-4好层对应，没有形成注采对应，研究分析认为剩余油富集，2013.8对卫侧3-7打塞补孔重分单注，卫侧侧229-4于2014年10月见效，日增油3t，累增油580t。

6技术指标、经济效益分析

（1）注采比更加合理，保持了区块能量，水驱控制和动用储量不断增长。

区块月注采比0.87，增加受控方向4个，增加水驱控制储量1.1×104t，增加水驱控制储量0.7×104t。

（2）地层能量稳升：与2013年相比地层能量稳中有升，相同井号动液面由1369m上升到1323m，地层压力稳定到26.3MPa。

（3）含水得到明显控制。相比2013年12月综合含水由91.1%下降到86.9%，下降4.2个百分点，含水上升率为-5.06个百分点。

（4）产油量上升。

日产油量由2013年12月的13t上升到16t，上升了3t，年累产油增加504t，采油速度上升0.08个百分点。

（5）区块递减减缓。综合递减-12.86%，自然递减10.09%，同比分别减缓17.93和0.56个百分点。

7认识与体会

（1）开展油藏构造与储层精细研究，是深化油藏认识的基础。

（2）实施精细调整，有效消除层间干扰，实现潜力层的水驱动用。

参考文献

[1]王平.复杂断块油田详探与开发[M].北京：石油工业出版社，1996.