姬塬油田耿60区完善注采层系技术研究

高彦博，王亚玲，高银山，朱丽萍，秦月，熊涛，樊宽阳

（1.中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710020；2.中国石油大学（北京），北京昌平102249）

姬塬油田耿60区完善注采层系技术研究

高彦博1，2，王亚玲1，高银山1，2，朱丽萍1，秦月1，熊涛1，樊宽阳1

（1.中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710020；2.中国石油大学（北京），北京昌平102249）

姬塬油田耿60区随着开发历史长，局部注采层系不完善，油井见效程度低，递减大，针对以上问题开展了以完善注采层系为主，同时针对双排井网试验区、单方向受效区实施老井转注提高水驱控制程度，最终达到了较好的开发效果。

完善；注采层系

1　调整前存在的主要问题

（1）水驱控制程度较低，开发初期耿60区块水驱控制程度71.5%，双排井网试验区开发矛盾突出；

（2）地层压力保持水平低，2010年耿60区块压力保持水平仅78.5%，2010-2013年虽经过加强注水、精细注水管理，地层压力仍然上升缓慢，油井见效程度低，稳产基础薄弱。

2　完善注采层系技术研究

2.1细分开发层系，提高层间水驱控制程度

耿60区块地层划分与对比按照“以沉积模式为指导、以标志层为基准、以厚度旋回为参考、以分级控制为步骤、动静结合反复对比验证”的原则进行［1，2］。耿60长4+5油藏在原细分小层的基础上，将主力层长4+522由原来的1个单层细分为长4+522-1、长4+522-2、长4+522-3、长4+522-4等4个单层，近几年长4+5油藏水井补孔18口，油井补孔27口，注采层系得到完善。

水井选层标准：（1）针对长期不见效或见效缓慢的油井，水井补孔完善注采层系，提高水驱开发效果；（2）根据数模成果，剩余油富集区实施超前注水，措施培育。

表1　耿60区块近几年主力层补孔情况统计表

油井选层标准：对注采对应性较好的长4+522-4层实施措施挖潜，提高单井产能。

从油井补孔实施效果（见表1）来看，超前注水区平均注水量3 200 m3、注水时间3个月左右，平均单井日增油在1.2 t以上，实施效果较好（见图1）。

图1　长4+5油藏超前注水区油井补孔效果图

2.2实施老井转注，提高储量控制程度

针对耿60区块局部压力保持水平较低、递减大、油井见效缓慢的问题，2008年以来对耿60区块双排井网试验区、边部单方向受效区，实施油井转注13口，水驱控制程度由71.5%上升到97.5%，对应油井58口，见效油井15口，单井日增油0.7 t，累计增油15 680 t。

3　对目前开发效果的影响

通过完善注采层系，耿60区块开发效果得到一定改善。具体表现在以下四个方面：

3.1含水率上升减缓

与2013年相比，长4+5油藏耿60区块含水与采出程度关系曲线横向偏移，开发效果总体稳定变好。

3.2存水率趋于稳定

从耿60区块水驱指数与存水率关系曲线可以看出，存水率基本稳定在0.89（见图2）。

3.3地层压力逐步恢复

投产初期耿60区块地层压力仅11.51 MPa，主向井压力高于侧向井，2008-2012年压差逐渐缩小。2013年加强注水，2014年完善注采层系，地层压力稳步上升，目前生产压差0.7 MPa（见图3），压力分布逐渐合理。

3.4两项递减减小

与2010年相比，耿60区块两项递减逐年减缓（见图4）。

图2　耿60区水驱指数与存水率关系曲线

图3　耿60区地层压力变化曲线

图4　耿60区两项递减变化曲线

4　结论与认识

（1）精细地层对比，完善注采层系，将主力层长4+ 522由原来的1个单层细分为长4+522-1、长4+522-2、长4+522-3、长4+522-4等4个单层，水井实施超前注水，措施培育，超前注水区平均注水量3 200 m3、注水时间3个月左右，平均单井日增油在1.2 t以上，实施效果较好。

（2）双排井网试验区、单方向见效区实施油井转注13口，水驱控制程度由71.5%上升到97.5%，地层压力逐步回升，有效的压力驱替系统得到确立。

（3）从含水与采出程度关系曲线，水驱指数及存水率、地层压力及两项递减等指标综合判断，耿60区块有效的压力驱替系统已经确立，开发效果较好。

［1］于宝新，陈刚.油田开发实用技术［M］.北京：石油工业出版社，2010.

［2］程启贵.大型低渗透岩性油藏评价及开发技术［M］.北京：石油工业出版社，2015.

TE357.6

A

1673-5285（2016）09-0094-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.09.024

2016－06-30

高彦博，男（1982-），油田开发工程师，2006年毕业于西安石油大学石油工程专业，现为中国石油大学（北京）在读硕士研究生，主要从事油田开发方面的工作，邮箱：gyb1_cq@petrochina.com.cn。