楊艷鳳（吉林油田松原采氣廠，吉林 松原 138000）

1 油田基本狀況

大老爺府油田是吉林油田20世紀(jì)90年代發(fā)現(xiàn)的整裝低阻層狀構(gòu)造油氣藏。具有油層電阻率低、儲(chǔ)層滲透率低、構(gòu)造幅度低、油氣水分布復(fù)雜的顯著特點(diǎn)。區(qū)域構(gòu)造位于松遼盆地中央坳陷區(qū)東南坡，華字井階地的中南部上。為短軸背斜構(gòu)造油氣藏。

2 油田開發(fā)面臨的主要問題

2.1 油田開發(fā)形勢差，原油綜合穩(wěn)產(chǎn)難度大

受資源潛力限制，新井產(chǎn)能及措施規(guī)模逐年減小，不能彌補(bǔ)老井遞減；兩個(gè)遞減逐年加大，2013年自然遞減率達(dá)到14.0%，綜合遞減率達(dá)到9%，油田產(chǎn)量逐年下降。

油田多層合注合采，平均單井動(dòng)用13層，主力油層是強(qiáng)吸水層，也是主要產(chǎn)油層。含水已達(dá)96%，但含水上升率仍1.5%左右，控制含水上升是油田穩(wěn)產(chǎn)的主要方向。

2.2 注水開發(fā)矛盾突出，注采調(diào)控難度大

平面矛盾突出:受東西向人工裂縫及沉積展布規(guī)律影響，注入水沿裂縫及高滲條帶突進(jìn)，導(dǎo)致部分區(qū)域水驅(qū)方向性明顯，平面矛盾突出，水驅(qū)效果差。

層間差異大:全區(qū)水驅(qū)控制程度為95.3%，水驅(qū)動(dòng)用程度低僅62.6%，孔滲好的GIII.IV砂組水驅(qū)動(dòng)用程度較高；GIII砂組吸水量明顯高于配注水平，無效水循環(huán)嚴(yán)重。

2.3 措施結(jié)構(gòu)單一，對(duì)保持油田穩(wěn)產(chǎn)的能力變差

措施增產(chǎn)過度依賴于油井解堵、補(bǔ)壓技術(shù)，其增產(chǎn)量占措施產(chǎn)量的93%，解堵井隨實(shí)施周期變短，增產(chǎn)潛力減少；補(bǔ)壓井資源品質(zhì)變差，選井選層難度加大，且面臨噸油措施成本上升，規(guī)模實(shí)施難度較大問題。

3 綜合穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對(duì)策

3.1 立足精細(xì)油藏描述，拓展增儲(chǔ)上產(chǎn)空間

針對(duì)大老爺府油田剩余油分布不清、地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度低、無效水循環(huán)嚴(yán)重的開發(fā)矛盾，注重廠校結(jié)合與自主攻關(guān)，積極尋找技術(shù)突破。一是與北京大學(xué)合作開展L7區(qū)塊單砂體精細(xì)刻畫，通過地層對(duì)比劃分、測井曲線研究等工作，建立大老爺府油田單砂體刻畫研究標(biāo)準(zhǔn)，完成二區(qū)塊單砂體刻畫，根據(jù)沉積旋回特征，8個(gè)砂組23個(gè)小層劃分為50個(gè)單砂體。二是與長江大學(xué)合作開展大老爺府油田剩余油分布規(guī)律研究，明確層內(nèi)單砂體剩余油分布狀況及水驅(qū)規(guī)律，指導(dǎo)層內(nèi)剩余油挖潛、產(chǎn)能布井、精細(xì)注水等工作。

3.2 持續(xù)做好精細(xì)水驅(qū)，油田遞減大幅減緩

堅(jiān)持宏觀注夠、微觀注好原則，一是深化注水政策研究，堅(jiān)持“溫和穩(wěn)妥”注水，注采比控制在1.3左右，年壓升不高于0.2MPa。注水強(qiáng)度控制在12.6m3/d·m。

二是強(qiáng)化分層產(chǎn)狀分析和注采關(guān)系判斷，以單砂體連通為基礎(chǔ)，分析歷次動(dòng)用效果，結(jié)合監(jiān)測及方案調(diào)整后動(dòng)態(tài)反應(yīng)，明確各層段注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，堅(jiān)持“一井一策、一層一策”合理配注，不斷完善注采井網(wǎng)，擴(kuò)大波及體積，實(shí)現(xiàn)控水穩(wěn)油。

三是規(guī)模開展周期注水，2014年在總結(jié)前幾年經(jīng)驗(yàn)基礎(chǔ)上，對(duì)72口井實(shí)施了三種周期注水方式，重點(diǎn)推廣了排間輪注技術(shù)。全年節(jié)水49.2×104m3，累增油893.5t。

四是實(shí)施水井調(diào)剖，調(diào)整注采剖面，提高驅(qū)油效率。針對(duì)平面矛盾突出，吸水極不均衡，波及體積小，有明顯單層突進(jìn)現(xiàn)象的14口注水井實(shí)施調(diào)剖，實(shí)施后注水壓力上升1 MPa，單井有效期增油230t。

3.3 調(diào)整措施結(jié)構(gòu)，引進(jìn)新工藝技術(shù)，提高油田綜合穩(wěn)產(chǎn)能力

一是優(yōu)化措施結(jié)構(gòu)，把成本低、效益好的項(xiàng)目作為主要增產(chǎn)技術(shù)，加大實(shí)施規(guī)模。二是加強(qiáng)增產(chǎn)技術(shù)研究，尤其是主體增產(chǎn)措施，確保單井增產(chǎn)水平不降。三是不斷引進(jìn)新工藝技術(shù)，拓寬增產(chǎn)途徑。2014年實(shí)施水平射孔、高能氣體壓裂解堵等新技術(shù)，水平射孔成為2015年推廣措施。五是超前組織運(yùn)行，延長增產(chǎn)時(shí)間。

3.4 加大堵水工作力度，強(qiáng)化高產(chǎn)液井治理，降低無效水循環(huán)

油田綜合含水高達(dá)96%，產(chǎn)液大于15t以上高含水井達(dá)到68口，分層產(chǎn)狀認(rèn)識(shí)不清，堵水規(guī)模與生產(chǎn)現(xiàn)狀不適應(yīng)，加大分層認(rèn)識(shí)及堵水力度，是改善水驅(qū)效果的重要手段，對(duì)出水層認(rèn)識(shí)清楚的井直接機(jī)械堵水，無法確定出水層位的高含水井，采用智能找堵水技術(shù)治理無效水。

3.5 深挖長停井潛力，恢復(fù)效益產(chǎn)能

轄區(qū)內(nèi)共有長停油井114口，占總井?dāng)?shù)23.6%，停前產(chǎn)油15噸，平均單井停井時(shí)間為9年，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液13.1t，日產(chǎn)油4.2t，含水65%，以低產(chǎn)低效及水淹停井為主。通過對(duì)長停井進(jìn)行系統(tǒng)篩選，對(duì)停井原因，潛力狀況，對(duì)井場、道路、設(shè)備、流程等詳細(xì)普查，結(jié)合井況及現(xiàn)場踏查結(jié)果，制定相應(yīng)的技術(shù)對(duì)策。

4 取得的主要成果

油田地層壓力穩(wěn)定，井組穩(wěn)升率提高3.3%，2014年原油產(chǎn)量在無新井上產(chǎn)、僅少量增產(chǎn)措施的條件下，基本實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)，自然遞減率10.7%，與計(jì)劃對(duì)比仍減緩0.5%，為近年來最好水平，綜合含水穩(wěn)定在96.2%。

5 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

5.1 加強(qiáng)油藏精細(xì)描述，指導(dǎo)油田綜合挖潛，是提高油田開發(fā)水平的必由之路。

5.2 堅(jiān)持精細(xì)注水、有效注水，是油田穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)，特低滲透油田通過周期注水、細(xì)分層注水，調(diào)堵結(jié)合改善水驅(qū)效果等對(duì)策能夠明顯提高波及體積。

5.3 今后應(yīng)該深入剖析大老爺府油田低采出程度卻高含水的主要原因，試驗(yàn)并攻關(guān)適合的三次采油技術(shù)，尋求提高采收率的新途徑。