大凌河油层优化注水改善开发效果实践

摘 要：根据大凌河油层砂体分布范围有限、水体小、潜力大的特征，吸取开发中产能高、压力下降快的开采特点，充分依据区块的构造、水体及储层性质，从合理开发方式的选择、合理井网设计、合理注入参数设计、合理采出参数优化等方面论证区块注水的可行性，并有序实施，实现了区块的高效良性开发。

关键词：注水;井网;注入参数;采出参数;外溢量

一、研究背景

大凌河油层属于“小而肥”的高潜力区块，从开发过程中看，区块具有较大的增产潜力，在合理开发下能取得好的开发效果。但区块受砂体发育影响，供油面积有限，水体小，随着井网的逐步完善，开采井数逐步增加，区块能量下降快，对稳产造成较大影响，因此需要及时有效的补充地层能量，保证区块稳产。通过合理开发方式的选择、合理注入参数的设计、合理采出参数的优化，区块实现止跌回稳的产量走勢，随着地层能量的逐步补充，区块采油速度逐步提高，保证了好的开发效果的实现。

二、区块概况

2.1地质概况

齐2-13-11块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段北部，开发目的层为大凌河油层。区块含油面积0.90km2，石油地质储量82.61×104t。油藏埋深2100～2200m，原始地层压力20.97MPa，目前地层压力15.7MPa。储层平均孔隙度为14.34%，渗透率为73.3×10-3μm2，为中-低孔隙度、中渗透率油藏。

2.2  开发历程及开采现状

风险探井齐2-13-11井大凌河试油见到工业油流，试油井段2171.0-2173.0m，2.0m/1层，初期6mm油嘴生产，日产液39m3，日产油37.8t，日产气8500 m3。

目前该块共有油井7口，开井6口，日产油57.6t，日产气464m3，日产水11.7m3，综合含水16.8%;注水井2口，开井2口，日注水110m3。累产油9.03×104t，累产气644.2×104m3，累产水1.27×104m3，采油速度2.3%，采出程度10.89%。

三、开采特点

3.1天然能量开发，地层压力下降快

该块投入开发以来，依靠天然能量开发无外界能量补充，区块地层压力下降较快，单位压降产油量仅0.5457×104t/MPa。

3.2初期产量较高，单井产能较高

该块油井初期产量均较高，单井平均初期产量17.3t，截止目前单井平均累产油11568t。其中齐2-13-11井初期日产油高达37.8t，累产油30359t，目前日产油仍在10t左右。

四、 存在问题及潜力

4.1存在主要问题

（1）区块生产制度不合理，地层能量下降过快

该块采油速度过高，导致地层能量下降较快。近几年该块投产新井较多，初期均取得较好效果，区块处于高速开发阶段，区块采油速度一直保持在2%以上。通过RFT测试资料看，该块压力急剧下降，由20.97MPa下降到14.22MPa，低于饱和压力（15.7MPa）。

（2）区块开发方式不合理，产量急剧下降

该块边水不活跃，利用天然能量开发，地层压力下降较快， 未有外界能量补充，导致区块产量快速递减，目前急需转换开方式，完善注采井网，地层补充能量。

4.2区块潜力分析

（1）平面潜力。区块目前仅有齐2-H7井和齐古13F井生产大Ⅱ1油层，大Ⅱ1储量基本未动用，具有开发调整潜力。

（2）纵向潜力。区块大Ⅱ1油层处于沉积的主相带，砂体发育，地震资料显示储层连续稳定，油层厚度大于10m，适合分层开发，具有较大的分层开采潜力。

五、区块开发方式优化研究

5.1区块注水适应性研究

通过落实该块面积、储量及各项油藏参数，根据注水油藏筛选条件，该块适合注水开发。

5.2区块注水潜力研究

与同类油藏相比，具有注水潜力。齐2-13-11块与齐2-16-12块的储层参数和原油物性相似，齐2-16-12块2000年投入开发，实施早期注水，目前采油速度1.91%，采出程度20.51%，注水开发效果较好，因此齐2-13-11块实现注水后能取得较好的开发效果。

理论计算，具有注水潜力。计算该块注水后水驱采收率平均为24.34%。该块天然能量开发，预测最终采收率为15.0%。完善注采井网后，注水开发比天然能量开发可提高采收率9.34%。

5.3区块注水必要性研究

齐2-13-11块水体体积小，压力低（14.22MPa），油井平均液面在680m左右，根据单井产液量与流压关系，随着油藏的不断开采，小体积低压水体无法有效推进，在没有能量补充的情况下，油井流压降低的同时产液量必然随之降低，不利于提高油藏采收率。因此该块有必要注水补充地层能量[3]。

5.4区块注采井网优化研究

根据区块构造、油层发育及油水关系，达到低部位注水向高部位平行推进的目的，采取边外注水方式，最大程度的提高水驱波及体积。确定在构造低部位转注两口井（齐2-13-011、齐2-13-012）补充地层能量。

六、注水开发效果

2012年5月全面转注水开发，日注水140m3，取得显著效果.区块压力由14.22MPa上升到目前15.5MPa，日产液由57m3上升到69.3m3，日产油从43t上升到57.6t，目前仍呈上升趋势，动液面由1700m上升到1400m，自然递减率、综合递减率从19.86%提高到-17.54%。新增水驱控制储量74.2×104t，提高采收率15.7%，按递减规律计算目前区块阶段累增油4010t。

通过精细注水开发区块日产油从43t上升到目前57.6t，阶段累增油0.4×104t，扣除投资和采油成本，按油田公司经济效益计算方法，创造经济效益918.5×104元。

七、结论

（1）区块适合注水开发。从区块注采状况看，实现注水后，注的进，采的出，区块实现了产量的相对稳定，说明区块适合注水开发;

（2）合理的注采参数是保证区块高效良性开发的重要因素。通过合理注采参数的优化，保证区块注采平衡，是实现区块稳产上产的重要保证。

（3）针对区块和油藏类型，采取针对性的合理的开发方式是实现区块合理开发的关键。

参考文献：

[1] 郑同昌.提高水驱滞留剩余油采收率研究与应用[J].内江科技，2006，2.

[2] 蔡厥珩，等.评价注水油田注水利用率的一种新方法[J].特种油气藏，2006，13（2）：40～42.

[3]李继红.复杂断块油藏地质模型及剩余油分布研究[D].西北大学，2002：125～128.

[4] 刘斌.欢喜岭油田锦16块开发调整效果分析及认识[J].石油勘探与开发，1999，26（2）：51～55.

作者简介：

郑世红，1968.07.28，黑龙江大庆人，副研究员，大学本科，主要从事高职教学、培训、科研。专长：石油钻井教学与培训、课程开发。