ⅧⅨ油组分区调整改善开发效果的技术

2020-08-14秦小华中国石油化工股份有限公司河南油田分公司采油一厂河南南阳474780

化工管理 2020年22期

秦小华(中国石油化工股份有限公司河南油田分公司采油一厂，河南南阳 474780)

0 引言

河南油田采油一厂整装多层油藏开发单元6个，控制地质储量4518.26×104t，经过近四十年的开发，已进入特高含水开发阶段，综合含水96.48%，采出程度40.65%，采油速度0.26%。目前整装多层油藏开发主要存在二个方面问题：一是主体区水淹严重，剩余油高度分散，关停油井多，失控储量大；二西南断层及上倾区注采井距大，油井受效差，注水井憋压欠注严重。针对这些问题，有必要对该单元进行进一步的注采调整，总结前期油井见效或不见效特征，同时结合剩余油分布情况，找出下步开发调整的思路，达到进一步改善单元开发效果的目的。

1 地质特征与开发概况

1.1 油藏地质特征

双河油田ⅧⅨ油组地处河南省唐河县和桐柏县境内，位于南襄盆地泌阳凹陷西南部的双河鼻状构造西北部，为一由东南向西北抬起的单斜构造，地层倾向SE130～140o，倾角6～120o，属构造岩性油藏。ⅧⅨ油组是双河油田最大的一个开发单元，含油面积16.41km2，地质储量1163.7×104t。单元由22个小层，86个含油砂体叠合而成，含油井段长245m，其中主力油层4个，单层14个(Ⅷ11-2、Ⅸ11、Ⅸ12、Ⅸ13、Ⅸ14、Ⅸ15、Ⅸ41、Ⅸ42、Ⅸ43、Ⅸ51、Ⅸ52、Ⅸ53、Ⅸ54、Ⅸ55为主力油砂体)，地质储量820.28×104t，约占总储量的70%；非主力油层18个，单层40个，地质储量343.42×104t，约占总储量的30%。

1.2 开发概况

双河油田ⅧⅨ油组自1978年勘探发现工业油流以来，经历了基础井网阶段，“六五”层系细分调整，“七五”井网局部加密，“八五”主体部位井网二次加密，“九五”上倾尖灭区加密，“十五”局部细分完善调整，“十一五”井网完善调整。开发过程可以划分为层系细分、一次加密、二次加密、上倾加密、局部完善、上倾区加密。截至2018年12月底，ⅧⅨ油组共有油井99口，开井58口，日产液量1402.1t，日产油量68.6t，平均单井日产液24.2t，平均单井日产油1.2t，综合含水95.11%，采液速度4.53%，采油速度0.21%，采出程度35.31%；注水井92口，开井79口，日注水平2043.5m3，平均单井日注水量25.9m3，月注采比1.43，累计注采比1.32，目前地层压力22.5MPa，总压降-1.13MPa，压力保持水平105.3%。

2 ⅧⅨ油组开发效果评价及影响因素

2.1 水驱开发效果评价

2.1.1 耗水率

耗水率指注水开发油田每采出一吨原油伴随采出的水量，耗水率直接反映注入水的利用率。图1为耗水指数与采出程度关系曲线，图中直线明显呈三段式。虽然耗水率随着油田的开发不断增大，但从直线的斜率可以看出，开发效果最好的为第一直线段，采出程度在0.2左右，第二直线段斜率开始明显上升，耗水指数增加趋势明显增大，开发效果明显变差，后期由于井网完善稍有改善。所以从耗水指数角度来看，目前双河油田ⅧⅨ油组应该采取有效措施提高注水利用率，做好稳油控水工作。

图1 耗水指数与采出程度关系曲线图

2.1.2 存水率

累积存水率是指每注一万方水在地下孔隙空间中能存多少水。它是衡量注入水利用率的指标，存水率越高，注入水利用率越大。它的计算公式为：

在油田注水开发过程中，随着原油采出量增加，注入水将不断向油井井底推进，造成综合含水率不断上升，存水率越来越小。ⅧⅨ油组在前期累积存水率虽然有小幅下降但都基本保持在0.8以上，说明注水利用效果较好；随着油藏的不断开发，到1998年后，累积存水率开始持续不断的下降，说明注入水利用率降低，开发效果变差；到后期有稍微的好转，但效果不明显。总体来看累计存水率是持续下降的，因此需采取有效措施，稳油控水，进一步提高注水利用率，增加可采储量。

2.2 影响因素

2.2.1 地质因素

地质特征。含油井段长，油水界面参差不齐，油砂体多，但主力油砂体相对集中；油层以薄层为主，储层物性以低孔低渗为主；微观孔隙类型以粒间溶孔为主，喉道以较细喉为主，孔隙度结构非均质严重；原油性质具有高含蜡、高凝固点、低黏度、中等胶质沥青质含量、低饱和压力、原油密度低、含硫量低的特点。

渗流特征。储层岩石表面润湿性为弱亲水；束缚水饱和度高，残余油饱和度高，两相流动区间窄；储层产油能力递减快，采液能力弱，很难利用提高排液量改善开发效果。

2.2.2 井网因素

注采井距大，采油井普遍低能。上倾区属前缘席状砂沉积，物性相对较差，油井低能低产，注采井距大(243m)，油井受效差，目前普遍低能生产，平均单井日产油1.3t，日产液22.9m3，含水94.3%；关、停井点多，动态井网极不完善。

3 改善单元开发效果的建议

3.1 主力层上倾区合理注采技术对策

根据主力层上倾区的剩余油分布和井网控制情况，对主力层上倾区进行井网加密缩小注采井距、温和注水优化注采比等措施进行剩余油的挖潜。根据前面的合理注采技术界限研究情况，最佳井距为100～200m之间，最佳注采比在0.9～1.0之间，单层合理注水量在20～25m3/d。根据目前剩余油分布情况和当前井网分布特点，优选单元西南断层区进行合理注采挖潜。

单元西南断层区长期超破裂压力注水，人工裂缝发育，注入水沿裂缝发生水窜、水淹，基质内大量剩余油富集，注水开发效果差，采出程度仅29.78%。分质分压注水后，压力保持水平由89%升至178%，区域憋压，存在井控风险，影响西南断层区综合调整。温和注水合理控制注采比，在渗吸作用下，岩石基质中原油不断流向裂缝，裂缝系统含油饱和度增加，渗吸作用可大幅提高水驱采收率。

在西南断层区开展点弱面强温和注水试验，合理控制注水压力、注水强度及注水速度，调整14井39层，总配注由970m3/d下调至410m3/d，平均单层注水量由26m3/d下调至11m3/d。充分发挥渗吸-驱替双重作用，提高特低渗区域开发效果、降低井控风险。

3.2 长期封堵层剩余油再富集区挖潜技术对策

根据剩余油分布特征研究及单元长期封堵层现状研究，对长期封堵层剩余油再富集区进行优选，结合剩余油再富集控制因素研究，明确在水动力、浮力、毛细管力和摩擦力等四种力的作用下剩余油运聚特征、富集模式和动用时机，实施长期封堵层再富集剩余油挖潜。

在现有长期封堵层排查研究的基础上，选取Ⅷ64层进行再富集剩余油挖潜。Ⅷ64层为窄条带非主力油层，边水能量强，储层含油性好，平面上多井补孔初期产量较高，原油性质好，比重0.8271，黏度0.258厘泊(70℃)，水动力分异作用明显，侧缘注水井8-182、8-20井持续注水，促使周缘剩余油向低势区富集，且该层封堵时间长，平面上近10年无井动用，为剩余油再富集留下充足时间，目前采出程度仅22.89%；

在优选目标层的基础上，选取剩余油再富集有利目标区，选取位于构造高部位的J9-195井进行挖潜动用，J9-195井于1989年投产Ⅷ64层，日产纯油70t；后期因采油速度高，边水指进快，至1993年封堵前2t×62m3×96.1%；该井封堵26年，末期仍有一定产能，且位于剩余油再富集的低势闭合区，有利于剩余油重新富集。J9-195井2019.8.24日重复补孔Ⅷ64层，初期自喷日产油136t；3mm油嘴限液后，油压1.58MPa，日产纯油10t，截至2019年底累计增油1009t，增油效果显著。

3.3 静态剩余油挖潜技术对策

根据ⅧⅨ油组静态剩余油挖潜现状，对静态剩余油目标区域进行优选，油层识别技术，实施静态集剩余油挖潜。按照“横向到边，纵向到底，逐层梳理”的原则，针对单元静态剩余油目标区域单砂体厚度小、圈闭面积小、构造幅度低，孔渗低、电阻低的特征，运用单砂体细分刻画、微构造刻画，物性评价、产能评价，纵向类比、横向类比、区块类比的技术方法，寻找有利圈闭、有利储层和有利电性，结合储层评价、电性类比，综合分析圈闭含油性实现水中找油，干区扩边。2019年在ⅧⅨ油组识别出5个小型岩性油藏，验证1个，扩边新储量层2个，初期日增产能18.6t，当年累计增油215t，新增地质储量10.99×104t。