多种方式组合开发，改善油藏开发效果

吴玲玉

摘要：X断块包括A块、B块和C块等3个次级断块，动用含油面积9.8km2，石油地质储量1145×104t，可采储量138.2×104t，标定采收率13%，自1988年投入开发以来，受区块出砂严重，原油物性差等因素影响，区块自然递减率居高不下，2019年自然递减率高达21.81%，2020年以来，通过多种方式组合开发，区块自然递减率下降至-19.5%，综合递减率下降至-35.5%，开发效果得到改善。

关键词：油井产量;油藏开发;压裂工艺

1.概况

X断块是依附于**断层的断裂半背斜构造，主要含油目的层位于S32段Ⅰ～Ⅲ砂岩组，油层埋深1700m～1800m。

区块平均孔隙度为19.8%，平均渗透率为222.2×10-3μm2，属中孔中渗储层，其中中部区域储层物性明显好于北部、南部区域，C块储层物性略好于A块和B块。具有统一油水界面在1770-1790m之间。

区块地层原油性质较差，属于普通稠油，平均地面原油密度0.9609g/cm3，粘度503.3mPas（50C）。

2.存在问题

一是地层能量不足，油井产量下降块

A块原始地层压力为18.42MPa，目前北部区域地层压力为14.78MPa，因地层能量得不到有效补充，产量下降快，日产液由170.5t下降至97.9t，日产油由60.3t下降至36.4t，动液面由1241m下降至1498m，急需补充地层能量，

二是地层出砂严重，注采井网不完善

A块储层胶结疏松，尤其经历两轮次常规蒸汽吞吐后，出砂问题突显，区块共投产油井129口，其中受出砂影响27口，平均单井出砂量1.0m3，影响日产油36t，导致5个井组注采井网完善。

三是储层非均质性强，纵向及平面矛盾突出

A块储层非均质性强，变异系数为0.3-1.07，级差在2.25-260.1之间，纵向上注入水沿储层渗透率较好的底部突进，导致对应油井水淹严重，目前3个井组对应3口油井含水上升，综合含水由78.6%上升至91.5%，影响日产油9.0t，水驱储量动用程度为81.5%;平面上注水方向性强，优势水流通道已经形成，注水波及范围小，目前4个井组对应5口油井低压低产，单井日产液3.6t，日产油1.2t，影响日产油12.0t，水驱储量控制程度仅为67.6%。

3.主要工作

3.1优化压裂工艺，提高新井生产能力

A块北部含油面积1.18km2，石油地质储量332×104t，原油粘度503.3mpa.s，平均孔隙度13.4%，渗透率33.9mD。区域共有油水井27口，受油稠及井况影响，基本处于停产状态，区域采出程度仅为6.0%，严重制约了区块开发效果。

2019年重新对该区域开展精细地质研究，按照100*140m热采井网部署产能井42口，年内实施19口，实施常规滑溜水+胍胶压裂，摩阻小，排量大（8-12m³），更有利于对地层造缝;且压裂液为479m³胍胶+625m³滑溜水，滑溜水可有效补充地层能量，弥补区块天然能量不足缺陷，初期日产液375.2t，日产油73.6t投产效果较好。

3.2转换开发方式，实现老区储量有效动用

为实现A块北部332×104t储量有效动用，两个区块先后开展超临界及常规蒸汽吞吐21井次（常规3井次），阶段累注汽42290t，日产液由86.4t上升至343.0t，日产油由32.4t上升至116.4t，目前日产油50.5t，阶段累增油17432t，阶段油汽比0.41。

3.2强化精细注水，有效改善开发效果

A块以多种注水方式调整为手段，开展“完善注采井网、精细调整注水、测试指导注水”三项工作。区块开发水平得到有效提高，水驱储量控制程度由81.0%上升至81.5%，水驱储量动用程度由67.3%上升至67.6%;当年新增注水见效9个井组13口油井，日产油由35.4t上升至65.2t，综合含水由87.1%下降至79.9%，年增油3937t。

一是完善注采井网，提高水驱储量控制程度

针对A块南部因井下事故原因导致三个注采井组“有注无采”，无效注水较为严重的问题，年内通过落实老井复产潜能、井间剩余油分布规律，实施油井大修1口，换井底1口，侧钻4口，水平井压裂1口，水井转采1口，实施后初期日产液39.9t，日产油15.7t，含水60.7%，目前日产液54.0t，日产油11.4t，含水78.9%，阶段累产油963t，水驱储量控制程度由81.0%上升至81.5%，取得效果较好。

二是持续强化动态调配，控制含水上升速度

针对厚层块状油藏，层内非均质性强，注入水沿储层渗透率较好的底部突进，导致对应油井水淹严重的问题。年内根据油井生产动态变化提前做出动态判断，优化注采比，控制含水上升速度，阶段实施动态调配11个井组17井次，实施后日注水由345m3下调至305m3，注采比由0.9下调至0.8;对应6个井组10口油井，日产油由26.8t上升至49.3t，综合含水由89.6%下降至82.0%，年增油3565t。

三是完善注采对应关系，提高水驱储量动用程度

区块储层非均质性强，层间矛盾突出，注入水沿储层渗透率较好的单层突进严重，年內共实施吸水剖面测试10井次，根据测试结果发现强吸水层位19.4m/6层，为改善纵向矛盾突出的问题，同时结合目前油井生产动态分析，对存在高吸水层和注采不对应的注水井实施补层完善1井次，投球调堵2井次，调剖2井次，实施后限制吸水层15.4m/5层，启动新层12.4m/3层，水驱储量动用程度由67.3%上升至67.6%。对应2个井组的3口油井见到注水效果，日产油8.6t上升至15.9t，综合含水由79.8%下降至68.9%，阶段累增油372t。

4.总结

针对类似X断块存在原油粘度高，储层物性差，地层能量低等问题的油藏，开展分区域治理，在北部区域以蒸汽吞吐开发为主、注水补能为辅，深度挖潜井间剩余油;在南部区域按照调驱注水开发，大修、侧钻完善注采井网的工作方式，夯实老井稳产基础，可有效实现稠油油田开发水平的整体提升。