升级流场管理 提升水驱油藏驱油效率

摘 要：林東单元是林樊家油田水驱油藏的典型代表，属常规稠油油藏。历经多年注水开发后，综合含水达77.9%，储层非均质性严重、平面矛盾突出、油层出砂严重等问题制约了该块开发水平的进一步提高。为提高普通稠油油藏采收率，2009年以来，通过深化油藏地质研究和剩余油分布规律认识，强化配套防砂技术攻关，实现了林东单元采收率和储量动用率双提高，并开创了原油产量连续11年稳升的良好局面。

关键词：流场转换、水驱油藏、普通稠油、采收率

1 油藏基本概况

林东单元位于济阳坳陷东营凹陷和惠民凹陷之间的林樊家构造东南部，是一个新近系馆陶组的大型披覆构造。主要开发层系Ng45-7，含油面积13.3km2，上报石油地质储量887.7×104t，属于中高渗、常规稠油、常温常压的受不整合面和岩性控制的构造-岩性地层油藏。

2 开发简历及现状

林东单元1986年8月投入开发，已开发25年，划分为三个开发阶段：

第一阶段：天然能量开发阶段（1986年8月—1987年6月）。初期开发采用正方形反九点法井网，井距350m-500m，一套层系开发。该阶段共投产油井31口，日产油水平142t/d，综合含水13%。

第二阶段：注水开发阶段（1987年7月-2009年8月）。1987年7月开始注水开发。阶段末采出程度13.95%，采油速度0.9%，地层压降2.5MPa。

第三阶段：加密调整阶段（2009年8月-2015年12月）。2009年对该块进行加密调整工作，注采井网由反九点法加密为五点法，井距由350m×500m减小至250m×350m。调整后日产油水平升至337t/d，日注水平由651m3/d 上升到934 m3/d， 采油速度1.3%，新增可采储量83×104t。

3 提高采收率的主要做法

2009年以来，结合林东单元的油藏特点及存在问题，在细化沉积微相研究基础上，通过重建地质模型，深化剩余油分布规律研究，优化井网部署，强化油藏工艺一体化，提高防砂措施挖潜效果，精细注采管理，调控流线方向等工作，单元的储量控制程度及动用程度不断提高，实现了普通稠油水驱油藏的高效开发。

3.1细化沉积微相研究，扩大林东油田资源阵地

2010年以来，有针对性地加强林樊家地区河流相沉积控制油藏的研究，一是按照河流相地层对比理论、模式及标志，对每口井进行精细地层对比和小层划分；二是通过对取心井岩芯粒度曲线、C-M图及测井响应特征等的分析，建立单井相模式，实现纵向上以小层为单元的平面微相组合；三是在建立起地震相与储层响应模式的基础上，结合沉积分析，利用相干分析、地震属性提取、波形分类分析等手段进行储层的描述预测。通过一系列的综合研究，2011年成功实现该区滚动建产，共部署新井位34口，单井日产油3t/d -18t/d，当年新井累增油7.2×104t。2012年该区储量成功升级，新增探明地质储量157×104t。

3.2深化剩余油分布规律认识，明确挖潜方向

林东单元储层以网状河流相沉积为主，储层非均质明显，局部水淹严重。根据这一问题，2011年运用油藏数值模拟方法对林东单元进行了剩余油分布规律研究，分析认为，林东单元虽然经过20多年的注水开发，平面上剩余油普遍分布，但受构造位置、储层非均质性以及注采流线等因素影响，又呈现出差异富集的特点，概括为3种类型：侧缘微相型、非主流线型、角井型。

3.3完善注采井网，实现流场转化，提高储量动用程度

林东单元经过20多年的注水开发，一直以来，采用反九点面积井网开发，取得了一定的效果，为进一步提升单元最终采收率，提高老油田开发效果，2015年，设计了不同井距及井网方式共5套加密方案，运用数值模拟方法对井网加密进行优化对比，对井网形式，技术井距和经济井距进行了详细的论证，确定直井五点法的注采井网开发，能控制较大含油面积，有效控制临近水线的推进，提高储量动用程度，井距由目前的350m×500m缩小至250m×350m，在注水井与角井分流线上加密油井，原角井和边井转注，实现流场的转换。

通过实施井网加密、流场转换的调整工作，林东单元日增油量162t/d， 累积增油量4.3174×104t，取得了较好的开发效果，储量控制程度由81% 提高到86.5%，水驱动用程度由81%提高到86.3%，注采对应率由72%提高到94.2%，扩大了水驱波及体积，提高了水驱控制程度。

3.4强化油藏工艺一体化，改善措施挖潜效果

近几年通过对防砂工艺进行大胆创新和引进，形成了适合林樊家油田油藏特点的防砂体系。针对不同的井况及油层特点，长井段油井采用复合防砂，短井段油井采用一次性高压循环充填防砂，储层污染严重、渗透率相对较低油井采用压裂防砂，注水井采用HY化学防砂，出砂水平井采用下滤砂管、管外循环充填防砂，取得了良好的开发效果。针对地层污染堵塞井采用解堵技术，为提高炮眼渗流面积采用大枪弹重复射孔技术。防砂工艺配套技术的应用，有效提高了防砂效果。单井日增油6t/d，累增油8.4935×104t，有效期延长2年～3年；实施注水井防砂13口，单井日增注水量21m3/d，防砂成功率为100 %。

3.5精细注采调配，改善水驱效果

林东单元属常规普通稠油，水油黏度比较大，再加上平面的非均质性，造成生产过程中含水上升较快，2008年含水上升率达3.1%。因此，在对油藏进行科学分析的基础上，将林东块注采井区分为能量不足区、单向突进区、压力较高区、注采失调区、注采平衡区，针对不同区域，实施“扩、调、促、控、稳“五字注采调配法”，协调注采关系，改善水驱效果。

通过分区域的“五字注采调配法”，培养产量上升型井组12个，稳定型井组9个，下降转稳定型井组13个。日增油44.9t/d，累增油6837t。自2011年实施分区域的 “五字注采调配法”以来，林东块的含水上升率控制在1.0%以下，自然递减率控制在6.5%。

4 实施效果及认识

2009年以来，通过井网加密调整、油藏工艺一体化治理，林东单元稳产基础得到进一步加强，取得了良好的开发效果，采收率有了明显的提高。

4.1开发效果明显变好

1、采收率明显提高，可采储量增加。调整后，标定采收率由26.8%提高到40%，采收率提高了13.2个百分点，新增可采储量83×104t。延长了单元的开采寿命。

2、产量上升明显。日产油水平由169t/d上升到337t/d，采油速度由0.5%上升至1.0%，开创了原油产量连续11年稳升的良好局面。

3、含水上升速度得到明显控制。 综合含水由77.9%下降到68.7%，下降9.2个百分点，含水上升率-3.2。

4、能量保持利用变好，且能量分布均匀。林东单元2011年压力8.4MPa ，压降2.0MPa，老区未实施调整，压降2.7 MPa，中部加密治理区相比老区液量和液面相差不大，且能量充足，压降为1.7MPa，比老区压降小1MPa。

5、注采对应状况明显改善。 注采对应率由87.1%提高到96.3%，提高了9.2个百分点。

6、储量控制程度和水驱控动用程度有了很大提高。储量控制程度由81% 提高到86.5%，水驱动用程度由81%提高到86.3%。

4.2几点认识

1、常规稠油油藏，摸清剩余油分布规律，改变储层中液流方向，实现流场转换，是老油田开发后期缓减递减、提高油藏最终采收率行之有效的手段。

2、强化防砂技术攻关，实现防砂施工工艺的改进和创新，形成一套薄层出砂水驱油藏开发技术系列，是保证薄层出砂油藏防砂效果有效手段。

3、以“分区域注采调配法”为主的精细注采管理模式是一项长期工作，为提高水驱油藏开发水平提供了保障。

作者简介：

岳小利（出生年1974年），女，工程师，大学毕业，主要从事地质开发研究。