高彥博，王亞玲，高銀山，朱麗萍，秦月，熊濤，樊寬陽

（1.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710020；2.中國石油大學(xué)（北京），北京昌平102249）

姬塬油田耿60區(qū)完善注采層系技術(shù)研究

高彥博1，2，王亞玲1，高銀山1，2，朱麗萍1，秦月1，熊濤1，樊寬陽1

（1.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710020；2.中國石油大學(xué)（北京），北京昌平102249）

姬塬油田耿60區(qū)隨著開發(fā)歷史長，局部注采層系不完善，油井見效程度低，遞減大，針對以上問題開展了以完善注采層系為主，同時針對雙排井網(wǎng)試驗(yàn)區(qū)、單方向受效區(qū)實(shí)施老井轉(zhuǎn)注提高水驅(qū)控制程度，最終達(dá)到了較好的開發(fā)效果。

完善；注采層系

1　調(diào)整前存在的主要問題

（1）水驅(qū)控制程度較低，開發(fā)初期耿60區(qū)塊水驅(qū)控制程度71.5%，雙排井網(wǎng)試驗(yàn)區(qū)開發(fā)矛盾突出；

（2）地層壓力保持水平低，2010年耿60區(qū)塊壓力保持水平僅78.5%，2010-2013年雖經(jīng)過加強(qiáng)注水、精細(xì)注水管理，地層壓力仍然上升緩慢，油井見效程度低，穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)薄弱。

2　完善注采層系技術(shù)研究

2.1細(xì)分開發(fā)層系，提高層間水驅(qū)控制程度

耿60區(qū)塊地層劃分與對比按照“以沉積模式為指導(dǎo)、以標(biāo)志層為基準(zhǔn)、以厚度旋回為參考、以分級控制為步驟、動靜結(jié)合反復(fù)對比驗(yàn)證”的原則進(jìn)行［1，2］。耿60長4+5油藏在原細(xì)分小層的基礎(chǔ)上，將主力層長4+522由原來的1個單層細(xì)分為長4+522-1、長4+522-2、長4+522-3、長4+522-4等4個單層，近幾年長4+5油藏水井補(bǔ)孔18口，油井補(bǔ)孔27口，注采層系得到完善。

水井選層標(biāo)準(zhǔn)：（1）針對長期不見效或見效緩慢的油井，水井補(bǔ)孔完善注采層系，提高水驅(qū)開發(fā)效果；（2）根據(jù)數(shù)模成果，剩余油富集區(qū)實(shí)施超前注水，措施培育。

表1　耿60區(qū)塊近幾年主力層補(bǔ)孔情況統(tǒng)計表

油井選層標(biāo)準(zhǔn)：對注采對應(yīng)性較好的長4+522-4層實(shí)施措施挖潛，提高單井產(chǎn)能。

從油井補(bǔ)孔實(shí)施效果（見表1）來看，超前注水區(qū)平均注水量3 200 m3、注水時間3個月左右，平均單井日增油在1.2 t以上，實(shí)施效果較好（見圖1）。

圖1　長4+5油藏超前注水區(qū)油井補(bǔ)孔效果圖

2.2實(shí)施老井轉(zhuǎn)注，提高儲量控制程度

針對耿60區(qū)塊局部壓力保持水平較低、遞減大、油井見效緩慢的問題，2008年以來對耿60區(qū)塊雙排井網(wǎng)試驗(yàn)區(qū)、邊部單方向受效區(qū)，實(shí)施油井轉(zhuǎn)注13口，水驅(qū)控制程度由71.5%上升到97.5%，對應(yīng)油井58口，見效油井15口，單井日增油0.7 t，累計增油15 680 t。

3　對目前開發(fā)效果的影響

通過完善注采層系，耿60區(qū)塊開發(fā)效果得到一定改善。具體表現(xiàn)在以下四個方面：

3.1含水率上升減緩

與2013年相比，長4+5油藏耿60區(qū)塊含水與采出程度關(guān)系曲線橫向偏移，開發(fā)效果總體穩(wěn)定變好。

3.2存水率趨于穩(wěn)定

從耿60區(qū)塊水驅(qū)指數(shù)與存水率關(guān)系曲線可以看出，存水率基本穩(wěn)定在0.89（見圖2）。

3.3地層壓力逐步恢復(fù)

投產(chǎn)初期耿60區(qū)塊地層壓力僅11.51 MPa，主向井壓力高于側(cè)向井，2008-2012年壓差逐漸縮小。2013年加強(qiáng)注水，2014年完善注采層系，地層壓力穩(wěn)步上升，目前生產(chǎn)壓差0.7 MPa（見圖3），壓力分布逐漸合理。

3.4兩項(xiàng)遞減減小

與2010年相比，耿60區(qū)塊兩項(xiàng)遞減逐年減緩（見圖4）。

圖2　耿60區(qū)水驅(qū)指數(shù)與存水率關(guān)系曲線

圖3　耿60區(qū)地層壓力變化曲線

圖4　耿60區(qū)兩項(xiàng)遞減變化曲線

4　結(jié)論與認(rèn)識

（1）精細(xì)地層對比，完善注采層系，將主力層長4+ 522由原來的1個單層細(xì)分為長4+522-1、長4+522-2、長4+522-3、長4+522-4等4個單層，水井實(shí)施超前注水，措施培育，超前注水區(qū)平均注水量3 200 m3、注水時間3個月左右，平均單井日增油在1.2 t以上，實(shí)施效果較好。

（2）雙排井網(wǎng)試驗(yàn)區(qū)、單方向見效區(qū)實(shí)施油井轉(zhuǎn)注13口，水驅(qū)控制程度由71.5%上升到97.5%，地層壓力逐步回升，有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)得到確立。

（3）從含水與采出程度關(guān)系曲線，水驅(qū)指數(shù)及存水率、地層壓力及兩項(xiàng)遞減等指標(biāo)綜合判斷，耿60區(qū)塊有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)已經(jīng)確立，開發(fā)效果較好。

［1］于寶新，陳剛.油田開發(fā)實(shí)用技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2010.

［2］程啟貴.大型低滲透巖性油藏評價及開發(fā)技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2015.

TE357.6

A

1673-5285（2016）09-0094-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.09.024

2016－06-30

高彥博，男（1982-），油田開發(fā)工程師，2006年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)為中國石油大學(xué)（北京）在讀碩士研究生，主要從事油田開發(fā)方面的工作，郵箱：gyb1_cq@petrochina.com.cn。