摘要：為了減緩面138沙四段的自然遞減率，確保面138沙四段穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)，改善沙四段整體開發(fā)效果。本文通過對面138沙四段的儲層特征、開發(fā)現(xiàn)狀和目前地層能量情況的統(tǒng)計分析，總結(jié)出面138沙四段亟需注水補充能量，同時通過注水先導(dǎo)實驗油井的熱采效果證實了面138區(qū)通過注水補充能量可以減緩油井多輪次熱采遞減、改善區(qū)塊整體開發(fā)效果，并提出了下步區(qū)塊繼續(xù)注水的思路和原則，為面138區(qū)沙四段下步的開發(fā)提供了可靠的依據(jù)。

關(guān)鍵詞：地層能量；注水先導(dǎo)實驗多輪次；開發(fā)效果

前言

八面河油田面138區(qū)沙四段2004年投入開發(fā)，由于沙四段油井粘度較高，主要是采用蒸汽吞吐開發(fā)，2009年砂體中部局部區(qū)域依靠彈性能量開發(fā)，但隨著熱采開發(fā)的深入推進，砂體地層能量逐年下降，儲層原油流動性變差，大部分熱采井已經(jīng)達到4輪次以上，多輪次熱采效果遞減很快，區(qū)塊的整體開發(fā)效果不斷變差，穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴峻。

1 地質(zhì)特征

1.1 構(gòu)造特征

面138區(qū)沙四段老區(qū)2004年投入開發(fā)，動用面積6.3km2，動用地質(zhì)儲量461×104t。面138區(qū)構(gòu)造上是一個向北西傾斜的單向斜坡，區(qū)內(nèi)斷層多為北東向。

1.2 沉積特征

沙四段2砂組主要發(fā)育濱淺湖灘壩沉積，壩砂厚度大于3m，灘砂厚度一般在1-3m之間。

受沉積的影響，面138區(qū)沙四段2砂組具有薄、厚相間的分布特征，存在多個局部厚帶。調(diào)整區(qū)內(nèi)相對較厚區(qū)域分布在東北、西南角，局部砂巖厚度3m以上，中部相對較薄，砂巖厚度多為1-2m。

2 注水區(qū)先導(dǎo)實驗的背景

2.1 開發(fā)現(xiàn)狀

面138沙四段老區(qū)自2004年投產(chǎn)，分別經(jīng)歷低效水驅(qū)（部分區(qū)域彈性開發(fā)）、蒸汽吞吐兩個開發(fā)階段。目前采油速度0.56%，采出程度12%。

2.2 開發(fā)特征

受灘壩砂沉積影響，面138區(qū)沙四段儲層變化較快，物性較好的區(qū)域不連片，局部區(qū)域分布，整個南部區(qū)域儲層物性較差，處于未動用狀態(tài)，按地層系數(shù)，面138沙四段儲層分為Ⅳ類。

2.3 存在問題：采出程度高，熱采遞減快

隨著采出程度升高，地層能量下降，多輪次熱采井近井地帶含水飽和度不斷上升，區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)難度變大，亟需注水補充地層能量，改善開發(fā)效果。

3 注水區(qū)先導(dǎo)實驗的效果分析

面138沙四段注水的思路是：先期注水補充地層能量，后期停注水井選井熱采。

注水原則：

1、注水區(qū)域：立足原注水老區(qū)井恢復(fù)注水，在原油粘度小于5000mPa.s的區(qū)域，開展小范圍的井組注水；

2、注水方式：實施間歇注水，先注水補充地層能量，半年后，井組中油井擇機熱采。

2017.8月至今共計恢復(fù)和轉(zhuǎn)注6口水井，累計注水26147m3，目前3口水井正在注水。

3.1 地層壓力：注水區(qū)域地層壓力高于非注水區(qū)

從2018年地層壓力的測試情況統(tǒng)計來看，注水區(qū)域的平均地層壓力是7.4MPa，高于非注水區(qū)域的平均地層壓力6.9MPa，說明注水可以有效的補充地層能量。

3.2 注水區(qū)域加密新井的熱采效果好于非注水區(qū)域

加密新井138-9-X121地層系數(shù)和注汽量都高于138-7-X121，但138-7-X121熱采前的地層壓力高于138-9-X121.因為該井有對應(yīng)水井138-6-X12曾經(jīng)注過水，截止目前已累計注水5.7╳104m3。

從兩口井熱采后相同時期的增油量對比，物性相對差的138-7-X121累產(chǎn)高，說明有注水補充能量、地層壓力高的區(qū)域油井熱采效果好。

3.3 注水見效井的熱采效果好于未見效井

3.3.1井距200m以內(nèi)，地層系數(shù)高的油井注水見效，地層系數(shù)低的未見效。

138-6-X20井組：138-6-X20于2018.1月-7月注水，日注30m3，累注5236m3。

地層系數(shù)1000以上的138-5-X21和138-X8見效明顯，井距近的（170m）的138-5-X21水淹。138-X8和138-6-X22井距遠穩(wěn)定見效增油效果顯著，后期可以作為熱采選井。井距近（140m）的138-5-X20物性較差未見效）。

3.3.2地層系數(shù)高，井距近的油井注水見效容易水淹。

138-6-X20井組：2018.1月-7月注水，累注5236m3，其中138-5-X21在累注5112m3，174天見效后快速水淹含水100%。后期準(zhǔn)備上熱采實驗，但由于套管在油層部位壞封井了。

138-5-X21、地層系數(shù)1300，井距170m，注水174天水淹，138-X8地層系數(shù)1700，井距360穩(wěn)定見效。建議地層系數(shù)1500以上的油井建議注水井井距大于350m。地層系數(shù)1000以上的建議注水井井距大于300m。

3.3.3地層系數(shù)高、井距遠的油井注水見效。

138-6-X12井組：2017.8月-至今注水，累注5294m3，地層系數(shù)高的138-5-X11和138-7-13已有見效表現(xiàn)。

對應(yīng)油井138-5-X11井距較遠（290m），但該井地層系數(shù)（1267）較高，見效后含水上升。

3.3.4注水見效特點：注水見效的決定因素是地層系數(shù)，地層系數(shù)越高油井見效越快。

地層系數(shù)1000以上、注水量達到5000m3油井容易水淹。其中地層系數(shù)達2662的138-8-X14見效用時僅62天，注水量僅1916m3注水就見效。

建議地層系數(shù)高于1000，油井注水量不超過4000方。地層系數(shù)高于2000，油井注水量不超過2000方，實施間歇注水停注。

3.3.5注水見效井的熱采效果好于未見效井

今年我們在注水見效油井中選取了兩口油井進行了熱采實驗。

從138-6-X17和138-5-X11本輪的熱采統(tǒng)計情況來看，138-6-X17的油氣比下降幅度是26%，138-5-X11的油氣比下降幅度是6%（見表12），比對區(qū)域熱采逐輪次增油汽比變化規(guī)律來看，兩口熱采井，增油油氣比的下降幅度都降低了，分析認為選取注采見效井進行熱采可以減緩多輪次遞減，增加油井經(jīng)濟有效周期。

3.3.6注水未見效井熱采遞減快

我們選擇了周圍有3個注水井對應(yīng)，但由于距離較遠（400-500m），注水未見效的138-6-X14進行了熱采實驗，增油油氣比遞減幅度36%（平均33%），熱采遞減較快。

4 注水區(qū)先導(dǎo)實驗總結(jié)

（1）注水區(qū)域地層壓力高于非注水區(qū)；

（2）注水區(qū)域的加密新井的熱采效果好于非注水區(qū)域

（3）注水見效特點：地層系數(shù)高，井距近的油井注水見效后容易水淹，建議地層系數(shù)1500以上的油井注水井井距大于350m。地層系數(shù)1000以上的建議注水井井距大于300m；

（4）層系數(shù)越高油井見效越快。建議地層系數(shù)高于1000，油井注水量不超過4000方。地層系數(shù)高于2000，油井注水量不超過2000方，實施間歇注水停注；

（5）注水見效井的熱采效果好于未見效井。

作者簡介：胡建英（1981-），女，工程師，2007年畢業(yè)于西南石油大學(xué)資源勘查專業(yè)，現(xiàn)在中國石化江漢油田分公司清河采油廠從事動態(tài)分析工作。

（作者單位：中國石化江漢油田分公司清河采油廠）