明一东减缓两个递减应用与研究

郭爱英

【摘  要】明一东块位于文明寨油田构造中部，具有断层多、断块小;纵向油层多、含油井段长;含油层系多、油水关系复杂;储层物性好、但非均质严重等特点。1982年5月投入开发，经过产能建设、全面注水高产稳产、高含水期注采调整、整体调剖综合治理控水稳油和井况损坏五个开发阶段，区块标定采收率已达到42.04%。

【关键词】注采管理;自然递减;研究

一、2018年区块开发形势

截止2018年12月，明一东共建成油水井87口，其中油井44口，水井43口，注采井数比1：1.02，油井开井29口，井口日产液915t，日产油38.2t，综合含水95.8%，采油速度0.32%，采出程度43.0%，水井开井23口，日注水平733m3，月注采比0.79，累积注采比0.91，自然递减22.09%，综合递减18.39%。

二、开发中存在的问题

1、井况恶化加剧，注采井网遭严重破坏

截止2017年底，共发现事故井38口，损失水驱控制储量40.2×104t，损失动用储量26.3×104t。主要是断块交接复杂区储量控制动用程度低，水井事故后，压力平衡系统遭到破坏，水驱单向性增强，对应油井见效见水周期缩短，水驱控制、动用程度进一步降低。

2、油藏层间矛盾突出，分层动用极不均匀

由于层系划分较粗，油水井多合注合采，油藏层间矛盾突出，分层动用极不均匀。吸水-产液剖面资料反映：厚度占39%左右的差油层得不到动用，36%左右的较差油层吸水差、采液强度低，20—25%左右的高渗层水淹严重，油藏水驱动用程度只有45%。

3、油藏认识透明度不高，综合挖潜工作量不足

明一东块1982年投入开发以来，注水开发和不断调整，区块标定采收率已达到42.04%，由于油藏构造复杂、非均质性严重，平面和层间矛盾突出，小层储量动用状况差异较大，剩余油挖潜潜力依然很大。但因注水开发与储层性质之间固有的矛盾不断升华，导致对剩余油分布的认识透明度不高。

因此，通过“深化研究、精细挖潜、深度开发”，不断提高油藏开发水平来达到提高油藏水驱动用程度的目的，而油藏精细描述和剩余油分布研究是提高水驱动用程度的重要技术手段和基本依据，因此加强油藏精细描述和剩余油分布研究是十分必要的。

三、基础研究

（一）储层物性模型研究

随着油田开发的深入，定量研究储层的物性参数（孔隙度、渗透率与含油饱和度）及其变化，对于掌握剩余油分布及油水运动规律、综合评价储层显得尤为重要，而四性关系和孔渗定量解释模型的建立恰为其基础。此次研究我们从明一块取芯井的分析化验资料入手，结合试油和测井资料，首先总结出储层的四性关系，然后建立 孔渗参数解释模型，以确定非取芯井储层物性参数。

通过分析取芯井的各项资料，得出明一块电性、岩性、物性及含油性之间的关系即岩性、物性及含油性对应关系较好，而电性是这三者的综合反映。如果含油，电阻率大于3Ωm;反之，泥质含量越高，物性越差，电性上表现为：自然电位负异常越小，直至在泥岩段显示为一条直线，自然伽玛值增大，微电位、微梯度几乎没有幅度差，声波时差变小，这种差储层往往不含油，电阻率一般小于3Ωm。通过研究，我们认识到孔渗物性与电性之间存在着一定的联系，这是建立孔渗参数解释图板的基础，用标准层样品的物性与电性回归出孔渗参数解释公式，用以求取非取芯井的孔渗值。

（二）剩余油研究

针对油田存在的问题，以深化油藏地质认识和精细油藏描述为基础，以油藏生产动态、油井产液剖面、注水井吸水剖面、新钻井水淹层解释等监测资料分析为依据，利用油藏动态监测资料，采用综合分析法研究剩余油。

动态综合分析法是一种动、静结合，动态分析为主的方法。利用各种监测资料、新钻井水淹层解释资料，落实各井点单层的产油、含水情况，运用渗流力学原理，分析油藏水驱过程，了解油藏的水驱控制、动用情况，找出油水运动、分布规律，为油藏开发调整提供挖潜方向。研究表明：剩余油目前主要分布在主流线两侧、低渗透区域及断层附近。

通过构造的复杂性、层间干扰、平面不均匀推进、层内非均质性、微观非均质性形成剩余油分析，剩余油主要分布在构造复杂带、近断层滞留区、平面岩性相变带和物性较差的二、三类油层及厚油层的顶底部。

（三）潜力分布

一是注采系统不完善形成的剩余油：剩余可采储量6.8×104t，占23.1%。二是构造复杂带、断层遮挡的剩余油：包括区块近断层高部位、小断层遮挡区，剩余可采储量9.6×104t，占32.7%。三是主要水动力滞留区，剩余可采储量17.1×104t，占34.3%。剩余油潜力主要在井网不完善、构造复杂区的Ⅰ、Ⅱ类层。

四、研究主要完成工作内容

2018年实施9井次，其中油井措施实施5井次，年累积增油0.1021×104t，水井措施实施4井次，见效增油0.0268×104t，区块开发效果明显变好。

在精细油藏研究基础上，有效恢复、完善剩余油富集区注采井网，通过优化注水井段，强化层间精细治理，改善水驱开发效果。

1、深化剩余油研究，通过大修、补孔措施，挖潜层间剩余油

2018年實施层间剩余油挖潜措施补孔1井次，明1-59井3月14日实施补孔;开抽初期日产液36.8吨，日增油13.6吨，含水63%，含水下降35个百分点，累增油257吨。下四寸套3井次，日增油能力4吨，累计增油764吨。

2、平面上恢复注采井网，层间上优化注采井段，提高分层动用程度

恢复、完善一类层注采井网，共实施水井完善措施5口，见效井组2个，累计增油268吨，加强动用二、三类层潜力，实施水井分注1口，效果待观察。

3、加强油藏日常管理

在注采管理上，为了及时解决注水、含水、能量、液量间的矛盾，变旬分析为周分析;每季注采调整方案的实施，从宏观上进行注采结构调整，较好地协调了层间矛盾，控制了含水上升。同时提出先期调水，彻底改变以往油井含水上升（能量下降）→观察落实→水井调水的模式，使油井维持在合理的含水和能量状态下，减少因含水上升或能量下降导致的产油下降。2018年明一东块共实施调水40井次，有效保持油井产量平稳，见效明显4个井组，稳产井组11个，累计增油0.0786*104吨。

五、研究实施效果

1、原油产量稳定

2018年明一东年产油量1.813×104t，其中措施增油0.1021×104t，自然产油1.5143×104t。

2、两个递减得到有效控制

2018年明一东油藏自然递减得到有效控制，自然递减由2017年的22.09%下降到1.03%，下降21.06个百分点;综合递减由18.39%下降到-5.64%，下降24.03个百分点。

六、经济效益分析

2018年累计完成油水井配套措施9口，累计投入172×104元，增油0.1289×104t，按3560元/吨计算，实现销售收入458.884×104元，实现利润286.884×104元，投入产出比1：2.67。

2018年明一东块共实施调水40井次，累计投入38×104元，累计增油0.0786×104吨。按3560元/吨计算，实现销售收入279.8×104元，实现利润231.8×104元，投入产出比1：9.03。

2018年共投入210×104元，累计增油0.2075×104吨，共计实现销售收入738.7×104元，实现利润528.7×104元，投入产出比1：3.5

（作者单位：中原油田分公司文卫采油厂）