非常规监测技术在锦16块的应用

陈俊丽

摘要：锦16块兴隆台油层为欢西油田最大的稀油主力区块，经过多次调整后，到1998年油藏综合含水91.0%，进入特高含水开发期，呈现出产量递减加大、措施有效率降低的严峻形势。本文通过采用一些非常规监测技术的应用，搞清了特高含水期通过对剩余油分布规律，确保断块特高含水期稳产，进一步提高了断块的开发水平。

关键词：特高含水;稳产;综合治理;兴隆台油层;欢西油田

1.断块基本情况

锦16块兴隆台油藏西部位于欢喜岭油田中部，由两条近东西向三级断层所夹持的一个南倾断鼻构造，东西长8.0km，南北宽1.2km，地层倾角5～7，圈闭面积8.4km，闭合高度200m，含油面积3.92km，地质储量2523×10t。开发目的层为兴隆台油层，是一个层状砂岩边底水稀油油藏。具有两套油水组合，共分3个油层组，17个砂组，33个小层。油层有效厚度36.2m，单层最大厚度20.8m，一般为5.0m左右。储层物性较好，有效孔隙度29.1%，空气渗透率2201×10μm，有效渗透率为750×10μm，泥质含量12.4%;原油物性较差，地面原油密度（20°C）0.9317g/cm，粘度（50°C）72.78mPa.s，地下原油密度0.8425～0.8785g/cm，粘度14.3mPa·s，油水粘度比24.6，体积系数1.1037，原始气油比42m/t;油藏原始地层压力13.98MPa，饱和压力12.71MPa，地饱压差1.27MPa，压力系数1.0。

断块于1979年元月全面投入开发，方案要求在有效厚度大于50m、面积在1.3km的范围内分两套层系开发，其它地区为一套层系开发，采用400m井距，反九点法面积注水。同年4月实施注水开发，6月分注，当年采油速度1.59%。目前断块已经历了三次重大综合调整：

第一次调整是1983年扩大分采区调整，分采区的面积由原来的1.3km扩大到3.1km。1986年采油速度达2.3%，综合含水57.7%，采收率由调整前的36.6%提高到40%。

第二次调整是1987年的细分开发层系调整，将原来厚度较大的下层系中的三油组细分为第三层系，同时完善了注采系统，1990年综合含水73.2%，采油速度保持在2.2%，采收率由调整前的40%提高到46%。

第三次调整是1991年实施以完善中部分采区和西部合采区注采井网的调整，通过加密和完善注采井网及控水稳油综合治理使断块在高含水后期保持中速开采。

第四次调整是2011年转换开发方式调整，在二层系系共计实施24个井实验井组，实验面积1.25km，储量298×10t，试验井组25个，预计提高采收率15.5%。

2.存在问题

1）区块处于注水开发后期，采出程度高，含水高

区块自2010年以来进入特高含水期，含水率达93.4%，采出程度达到49.6%，接近标定采收率。

2）区块经过多年注水开发，水淹程度日益增大

锦16块经过多年注水开发，目前采出程度高达48.5%，可采储量采出程度94.86%，区块水淹严重，从2007年新井统计来看，弱水淹层比例占8.66%，中水淹比例占17.09%，强水淹比例占70.05%，2014年新井统计弱水淹5.49%，中水淹占13.66%，强水淹77.78%，整体水淹程度提高近10%左右。

3）电测解释的粗放性，不能满足现阶段的开发

现阶段各油層组、砂岩组甚至各小层内部动用程度不一，只根据测井解释结果，并不能将油水层准确的划分开，电测解释的粗放性已不能满开发需要，面对油田水淹现状，为了更好发掘剩余油潜力，恢复油田的活力，达到稳产、增储的目的，有必要对测井资料进行二次解释，建立油水层评价标准，以指导高含水期油田的开发。

3.特殊用途的新技术监测

在建全和完善常规监测的同时，为研究水淹规律、剩余油分布、注入产出剖面，近年来发展运用了玻套感应、地化录井、中子寿命测井、机械（智能）找水、电位法等新工艺技术的动态监测。

3.1玻套感应技术进行水淹规律研究

为了准确掌握不同时期油层中油水分布状况，1997年在断块中部注采完善的井区部署一口观察井（锦观1井），该井油层段采用玻璃钢套管完井，定期测感应曲线和碳氧比，应用测试成果，可对比小层水淹程度随时间的变化规律，分析地层中油水的重新分布及水淹规律。

3.2地化录井提高小层解释精度

在特高含水阶段为提高调整井的解释精度，应用地化录井与电测解释结果进行对比。断块2001年7口新井上开展，发现有72个小层与电测解释结果差异较大，后经反复对比校正，提高了小层水淹级别解释精度，保证了新井投产效果，使新井单井年产油5520t。

3.3硼-中子寿命测井技术，分析小层水淹规律

通过对高含水井进行硼-中子寿命测井，研究小层含油饱和度，揭示水淹规律，从而提高油井堵水效果。近年来测硼-中子寿命测试6井次，实施堵水措施3井次，日增油15t，累增油1743t。

3.4智能、机械找堵水获取产液剖面

该技术对多个生产层的油井，进行分段测试产油能力和含水，同时对油水关系复杂，而常规的一次性卡水措施又不能保证措施效果的高含水井，先通过地质分析，再使用该技术进行分段求产，达到降水增油的目的，断块实施12井次，日增油61t，累增油8051t。

3.5电位法井间监测技术，研究注水推进方向

电位法井间监测技术是一种新型的注水井注水推进方位监测技术，它是针对注水油田由于平面、纵向上存在的非均质性以及注采不平衡所造成的油藏纵向上的单层突进和平面上的舌进现象，通过测量注入到注水层位内的高电离能量的工作液所造成的地面电场形态的变化来达到解释水驱方向和油藏参数的目的。目前对断块7-238、8-236、10-9三个井组进行了监测，取得了注水推进方向、水洗层厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度等详细资料，为注水调整提供依据。

4.特高含水期开发效果评价

通过断块特高含水阶段实施的一系列以控水稳油为目的的断块综合治理工作，使断块在特高含水期低速稳产开发，取得了较好的效果。

4.1采油速度仍保持在1%以上

断块投入注水开发23年，高效开发20年，至1998年以后进入特高含水期，几年来平均年产油35.3×10，采油速度仍保持在1.0%较高速度下开采。

4.2含水上升率得到很好控制

阶段含水上升率仅为0.20%，比理论值低1.2%

4.3措施有效率高，增油创效好

断块阶段实施各类措施192井次，有效158井次，措施有效率82.3%，措施增油12.9183×10t。

4.4采收率不断提高

断块新增可采储量80.7×10t，采收率从48.0%提高至51.2%。

5结论及建议

（1）特高含水阶段油水运动与分布错综复杂，剩余油空间分布呈高度零散化。只有对剩余油分布的准确认识，才能确保上产措施的有效率。

（2）开展油藏精细描述，必须强化科学的监测方案编制，应用新技术监测手段，确保监测资料的科学性、准确性、全面性和连续性，为开发提供最基础资料。

（3）通过采用新工艺、新技术来解释老难题是目前发展趋势，该项研究为其他类似油田提供了技术支持。