海南3断块开发中后期综合治理研究

王雪(中石油辽河油田分公司)

海南3断块开发中后期综合治理研究

王雪(中石油辽河油田分公司)

通过对海南3断块开发中后期面临多种不利因素的现状分析，针对复杂地质条件，进一步挖掘剩余油潜力，开展长停井复产排查工作、着力改善水驱状况、持续开展剩余油评价，以完善注采井网及注采对应关系，达到了减缓产量递减、改善开发效果的目的。

海南3断块；开发中后期；完善注采；减缓产量递减

1 概况

海南3断块位于海南—月东披覆构造带海南构造的北部。探明含油面积11．86 km2，地质储量1321．77×104t。储层为中孔中低渗储层，储层物性中等。区块最大井斜78．13°，最大位移3184．28m，平均井斜45．8°，平均位移1532m。

至2011年底，海南3断块日产液991t，日产油171t，综合含水82．76%，年产油6．02×104t，采油速度0．33%；日注水1431m3，年注水50．0×104m3。

2 区块开发面临的主要问题

经过近20年的开发调整，目前区块的开发效果逐年变差。

(1）产量递减趋势大 至2011年，综合递减率已上升至32．28%，自然递减率22．68%，年产油量6．7万吨。

图1 海南3断块年产油量柱形图

(2）平面、纵向渗透率差异大，注水受效不均衡 海南3断块储层渗透率差异大，最大渗透率极差1955，突进系数16．31。沉积相为多种沉积微相。在平面上物性差异较大，导致部分油井水淹，部分油井水驱效果较差；纵向上，层间矛盾突出，动用情况差异较大。

(3）井况变差，停产井增多 在长期生产过程中，因井斜大，作业频繁等原因，造成油层动用不均导致地层压力不均衡，加之油气井别的反复转换，井况变差，造成套损、落物井增多，给调整带来困难。

(4）注水对应不完善 因井况复杂，以及采用的逐级上返的开采方式，有的井内存在多级封隔器和水泥灰塞，使得完善注采对应存在极大难题。目前区块内近五分之一油井与注水层位不对应，造成了区块注水对应不完善。

总的来看，海南3断块水油比增长快，地下剩余油分布状况进一步复杂，套管腐蚀和井况变坏等原因，产量呈阶梯状下滑趋势，因此我们开展了断块油田高含水期提高开发效果研究。

3 采取的主要技术对策及成果

(1）采取的主要对策 ①完善注采对应。2011年至今，针对海南3断块井况复杂且重复作业导致套损井、井下落物井增多的现状，逐步实施油水井大修，同时，依据新构造及剩余油富集部分，分别针对主力油层进行剩余油挖潜。近5年实施大修19井次，侧钻9井次，油井转注14井次，效果显著。目前区块能够有效利用的故障井基本恢复。

②改善水驱状况。优选长效解堵工艺，实施注水井解堵，降低注水压力。2011年以来共解堵16口井，效果显著，平均注水压力下降10．7MPa。在日常注水井洗井工作中保证水质。2014年进行转换开发方式试验，优选两个井组实施深部调驱，见到效果，4口井见效，含水平均下降8%，累计增油425吨。海南3断块注水开发工作从笼统注水逐步升级向细分注水、精细注水过渡，部分区域多元化注水，调整吸水剖面，改善水驱状况。

③持续开展剩余油评价。2011年以来对非主力低渗透储层重新进行评价对比，寻找潜力油层实施挖潜。高水淹油井上返非主力层位，补充产能，恢复主力油层压力。近几年调补层工作主要是针对主力油层进行注采关系对应，针对上部非主力油层优选构造高部位实施挖潜，取得一定效果，5年来区块的综合递减由22．7%下降到9．1%。

(2)措施主要成果 共进行了油井大修25井次，成功复产长停井18口，目前日增油29．3吨；注水井大修6井次，水驱控制程度提高了0．6%，提高了4个井组的水驱效果，累计增油3．5万吨。

4 效益分析

经过三年多的综合治理，共实施各类油水井措施百余次，取得了较好的经济效益和社会效益。

累计增油6．1万吨，共创效4178万元。区块综合递减率下降至目前稳定在10%以内，自然递减率下降至10%左右。水驱控制程度由73．1%上升至78．4%，水驱动用程度由66．7%上升至76．5%。2015年产油4．3万吨，2016年海南3断块日产油100吨，综合含水89．8%；日注水1200m3。地质储量采油速度0．27%，可采储量采油速度1．32%。

5 结论及认识

①通过断块开发中后期的综合治理，海南3断块达到了改善开发效果、提高开发效益的目的。②应用精细地质研究成果分析剩余油分布特点，进行单砂体注采系统调整，能够为开发中精细调整及措施挖潜提供依据，进一步提高区块产能。③老区综合治理，是改善高含水期开发效果的主要手段，在深入分析油藏开发状况、油藏水驱特征及剩余油分布的基础上，有效加强了水驱效果，改善剩余储量动用状况。

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