薄麗

【摘 要】 孤東油田西區(qū)北部1973年5月投入開發(fā)，經(jīng)歷了天然能量、注水、注聚開發(fā)階段，目前已進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)，綜合含水97.0%，采出程度為47.1%。西區(qū)北水井多采用卡封、丟封方式細(xì)分層系，由于Ng35和Ng42的隔層發(fā)育差，因此層系干擾、測試遇阻、驗封失效井較為普遍，并且地層吐聚在某些區(qū)域十分嚴(yán)重，套變停產(chǎn)和帶病注水井較多，給井網(wǎng)完善和層系細(xì)分帶來一定的影響。因此有必要進(jìn)行井網(wǎng)完善，實施分層優(yōu)化注采井網(wǎng)，平穩(wěn)補充地層能量。以改善注水為重點，以控制和減緩遞減為主線，積極開展以分層注水、細(xì)分注水為主要內(nèi)容的常規(guī)注水調(diào)整，做到“注夠水、注好水”，提高層段合格率，提高儲量動用程度。

【關(guān)鍵詞】 井網(wǎng) 西區(qū)北 采收率 籠統(tǒng)注水 分層注水

孤東油田西區(qū)北部位于孤東披覆背斜構(gòu)造的西翼，是一個人為劃分的不封閉的開發(fā)單元，其北界、西界為孤東1號大斷層遮擋，南界和東界分別與西區(qū)館3-6單元和中一區(qū)相鄰，含油面積4.8Km2，地質(zhì)儲量1954×104t。構(gòu)造簡單平緩，東高西低，構(gòu)造高差20米，地層傾角1.5度，區(qū)內(nèi)有一條北西～南東走向落差15米左右的小斷層。油藏埋深1180～1310米。西區(qū)北部Ng31-44單元共發(fā)育9個小層，主力油層有3個：Ng35、Ng42、Ng44，厚度大，分布廣，連通性好，儲量集中，合計地質(zhì)儲量占總儲量的78.5%。

1、單元現(xiàn)狀

孤東油田西區(qū)北部1973年5月投入開發(fā)，經(jīng)歷了天然能量、注水、注聚開發(fā)階段，目前已進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)，綜合含水97.0%，采出程度為47.1%。西區(qū)北歷經(jīng)多次井網(wǎng)演化，由以前的合采合注發(fā)展到現(xiàn)在的31-41、42-44兩套井網(wǎng)，水井多采用卡封、丟封方式細(xì)分層系，同時Ng35和Ng42的隔層發(fā)育差，因此層系干擾、測試遇阻、驗封失效井較為普遍。西區(qū)北自2001年轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)，地層吐聚在某些區(qū)域仍十分嚴(yán)重。從作業(yè)現(xiàn)場照片可以看到，油管下入不到3年，腐蝕與聚合物堵塞現(xiàn)象就十分嚴(yán)重。由于西區(qū)北水井投產(chǎn)時間長，套管老化，膠結(jié)質(zhì)量差，套變停產(chǎn)和帶病注水井較多，給井網(wǎng)完善和層系細(xì)分帶來一定的影響，因此有必要進(jìn)行分層井網(wǎng)完善工作，實施分層優(yōu)化注采井網(wǎng)，平穩(wěn)的補充地層能量。

針對存在的問題，完善井網(wǎng)，細(xì)分層系，提高層段合格率，提高儲量動用程度。我們以改善注水為重點，以控制和減緩遞減為主線，積極開展以分層注水、細(xì)分注水為主要內(nèi)容的常規(guī)注水調(diào)整，做到“注夠水、注好水”，提高層段合格率，提高儲量動用程度。

2、單元調(diào)整思路及做法

充分利用了密井網(wǎng)條件下的各種動靜態(tài)檔案信息資源，開展精細(xì)儲層研究，通過井點井層、井間剩余油及其控制因素的研究，揭示三維空間剩余油的分布規(guī)律，并結(jié)合動態(tài)監(jiān)測、井下管柱狀況等條件，指導(dǎo)完善現(xiàn)有井網(wǎng)，提高水驅(qū)“三率”水平，最終改善單元的開發(fā)效果。其具體使用情況如下：

2.1、對井網(wǎng)不完善井區(qū)利用老井側(cè)鉆，挖掘井區(qū)剩余油

通過仔細(xì)研究井網(wǎng)和儲層發(fā)育狀況，以儲層有效厚度大于6米、地質(zhì)儲量大于5萬噸、預(yù)計投產(chǎn)后日油能力可大于4t的井區(qū)作為目標(biāo)潛力區(qū)，通過利用老井側(cè)鉆挖掘井組剩余油。2012年在西區(qū)北共部署側(cè)鉆井2口，投產(chǎn)后產(chǎn)量達(dá)到13t/d，目前已累計產(chǎn)油782t。不僅完善了井網(wǎng)，也及時減緩了單元產(chǎn)量遞減速度。

2.2、對局部井網(wǎng)不完善井區(qū)打新井，完善井網(wǎng)，提高儲量控制程度。

根據(jù)剩余油潛力分析，對控制儲量大、井網(wǎng)不完善井區(qū)打完善井。2012年整體打新井4口，目前均投產(chǎn)，效果較好，其中一口水平井GDX2P317井2012.10.31投產(chǎn)，目前日油8.8t/d，含水81%，累采油3600t。2014年又在斷層邊部挖潛剩余油，打新井GDX8P409，目前日油15.0t/d，含水63%。

2.3、對測試不合格、三年以上未動管柱水井的實施治理

通過由于層間矛盾突出，注入井吐砂、吐聚嚴(yán)重導(dǎo)致水井測試成功率低，層段合格率低，非主力層無水井對應(yīng)。針對這個問題和工藝所、作業(yè)中心等單位結(jié)合，對問題水井實施補孔、防砂、換管柱等措施，提高水井的注入能力。2012年以來，西區(qū)北共實施上述措施37井次，有效保證了水井的注入質(zhì)量，做到了“注夠水、注好水”，保證了單元液量和開發(fā)效果。

以GDX2-212井為例，該井2009年7月轉(zhuǎn)注注水Ng35-44層，對應(yīng)井區(qū)的Ng32+3層油井無水井對應(yīng)，液量低，開采難度大，2012年5月對該井實施補孔Ng32+3層，實施后對應(yīng)油井GDX2-201井液量由12t/d上升到40t/d，油量由1.4t/d上升到4.8t/d，取得了較好的開發(fā)效果。

3、單元調(diào)整實施效果

西區(qū)北目前實施完鉆新井7口，日油50t/d。實施水井治理37口，治理后日注水平由7143m3 /d上升到7398m3/d，層段合格率由43%上升到75%。單元自然遞減率控制在2%，含水上升率0.05%，注采對應(yīng)率98%，單元開發(fā)效果得到了明顯改善。

4、認(rèn)識與結(jié)論

該項目是在充分利用現(xiàn)有井網(wǎng)、井下分注工藝、油層物性條件、動態(tài)監(jiān)測及動靜態(tài)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)等檔案信息資源的基礎(chǔ)上，應(yīng)用數(shù)值模擬和油藏工程等多種技術(shù)手段，開采手段由籠統(tǒng)注水向偏心分層注水、空心分層注水、雙管分注等復(fù)雜注水方式轉(zhuǎn)移;通過前期完善注采井網(wǎng)、全過程整體調(diào)堵、問題水井治理為主要措施的精細(xì)綜合調(diào)整技術(shù)，提高了油田開發(fā)效果，為同類油藏挖潛頂部剩余油，進(jìn)一步提高采收率提供了參考。