摘要：油田開發(fā)后期，剩余油高度分散，措施潛力基礎(chǔ)日漸薄弱，挖潛難度日益增大，各個區(qū)塊都不同程度的增加了增產(chǎn)措施的作業(yè)量，油井的產(chǎn)油量得到了提高。但是，隨之而來的是措施成本也不斷增加，油田在產(chǎn)量上升的同時整體經(jīng)濟效益下滑。為此，優(yōu)選措施，降本增效是目前油田開發(fā)管理的當務(wù)之急。在保證油田增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的前提下，確定開展優(yōu)選措施，控制措施成本的研究，既提高了油田最終采收率，又提高了油田開發(fā)的經(jīng)濟合理性和穩(wěn)定性，并且維持了油田正常的生產(chǎn)經(jīng)營。

關(guān)鍵詞：措施;剩余油;降本增效

1 A油田2019年措施實施情況

A油田2019上半年通過對措施工作量、措施結(jié)構(gòu)、措施方案、措施運行的優(yōu)化，共實施油井措施214井次，累計措施增油3.28萬噸，累計發(fā)生費用7442萬元，平均單井費用34.78萬元。與去年同期對比措施工作量下降了18井次，措施增油增加了390噸，措施費用下降了439萬元，平均單井費用下降了0.8萬元。

2 影響油田增產(chǎn)措施效果的主要因素分析

2.1 措施井的地面環(huán)境

在不同的地面環(huán)境中，通常采用不同的增產(chǎn)措施。地理區(qū)位、地形、氣候等都會對增產(chǎn)效果產(chǎn)生影響。

2.2油藏的類型

油藏有斷塊、稠油、低滲透等多種類型。不同的油藏類型，具有不同的地質(zhì)特征，通常采用不同的驅(qū)油方式和增產(chǎn)措施。即使是同一增產(chǎn)措施，應(yīng)用于不同的油藏類型，效果也會大相徑庭。

2.3 流體的性質(zhì)

原油粘度以及滲透率的差異決定了驅(qū)油方式不同。對于稠油有冷采、蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、熱水驅(qū)等驅(qū)油方式。在油田增產(chǎn)措施作業(yè)中，根據(jù)原油粘度和滲透率的差異，采用壓裂、酸化、補層等不同的增產(chǎn)措施或措施組合。

2.4生產(chǎn)所處的階段

油田開發(fā)要經(jīng)歷投產(chǎn)階段、高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)階段、產(chǎn)油量遞減階段、衰竭階段四個階段。隨著油田開發(fā)的深入，在產(chǎn)量遞減規(guī)律的作用下，增產(chǎn)措施作業(yè)量增加但是效果下降。

3 A油田增產(chǎn)措施實施面臨的主要問題

在石油資源儲量有限的情況下，經(jīng)過長期的持續(xù)開發(fā)，可采儲量采出程度高，剩余儲量越來越少，分布不連續(xù)，挖潛難度大，A油田開發(fā)面臨的主要問題有：

3.1地質(zhì)條件惡化，新儲量接替不足

在自然遞減規(guī)律的作用下，油田年產(chǎn)油量遞減。油藏儲層物性差異大，層間干擾嚴重，儲量動用不均衡。同時，后備儲量不足，長期無新增儲量接替。

3.2勘探開發(fā)難度加大，開發(fā)成本持續(xù)上升

油田開發(fā)進入高含水期，由于自然資源、技術(shù)水平、管理水平和配套設(shè)備等因素的限制，油田開發(fā)成本不斷上升。油田開發(fā)后期，開發(fā)成本逐步上升與產(chǎn)油量遞減之間形成了顯著的剪刀差。其中，采用增產(chǎn)措施所造成的成本比重最大。

3.3設(shè)備老化，措施效果明顯下降

隨著油田的長期開發(fā)以及增產(chǎn)措施的持續(xù)采用，油井的套管、油管、氣管、抽油桿以及井下工具遭到腐蝕，機械性能度變差，各類工具的老化、變形以及生產(chǎn)事故的發(fā)生，使油田在生產(chǎn)成本上升的同時，增產(chǎn)措施效果和效益明顯下降。

4針對問題采用的主要做法

4.1深化低含油飽和度油藏認識，分小層直井單采挖潛

在深化低含油飽和度油藏機理的基礎(chǔ)上，確定影響東二段油藏的低含油飽和度的因素為儲層物性、構(gòu)造因素以及剩余油分布的影響。針對這三點影響進行精細構(gòu)造與地層對比，明確油水分布特征，對東二段油藏整體開展精細油藏描述。研究表明，東二段油水關(guān)系十分復(fù)雜，在縱向上劃分多套油水系統(tǒng)，具有不同的油水界面。針對這一現(xiàn)狀，在薄層難以部署水平井區(qū)域開展直井單采挖潛，以39-335井為例，對該井實施調(diào)層措施，初期日產(chǎn)油6.6噸，含水55.8%，累產(chǎn)油980噸。

4.2通過優(yōu)化注汽方式，利用廢棄直井挖掘剩余油

B區(qū)塊東營組油層是一個依靠注水開發(fā)的普通稠油區(qū)塊，由于構(gòu)造破碎、含油井段長、儲層非均質(zhì)性強、油水關(guān)系異常復(fù)雜加之油水流度比大等多種因素的影響導(dǎo)致斷塊注水開發(fā)難度大，注水開發(fā)效果始終不理想。經(jīng)過對油藏條件及原油性質(zhì)分析，這類油藏比較適合蒸汽吞吐方式開發(fā)，為了節(jié)約成本，決定優(yōu)選廢棄直井進行注汽，截止到目前共優(yōu)選70口油井進行過蒸汽吞吐開采，平均單井注汽量1108方。蒸汽吞吐前后對比，平均單井日產(chǎn)液量由6方上升到28方，日產(chǎn)油由1噸上升到5噸，平均單井蒸汽吞吐有效期內(nèi)產(chǎn)油可達543噸，油汽比0.49。

4.3優(yōu)選有利圈閉高部位實施油井壓裂，挖潛錐間帶剩余油

C區(qū)塊儲層裂縫較發(fā)育，在油藏西北部邊底水比較活躍，南部邊緣水體有限，在油田采取低部、底部注水的方式后，已形成了邊底水向上及向東南推進的驅(qū)動格局。此時受邊水和底水共同作用，油水重力分異明顯，油水分布主要受構(gòu)造位置高低因素控制，處在構(gòu)造低部位和中部裂縫發(fā)育地帶的油井，毛管力作用強烈造成儲層含水，而處在油藏構(gòu)造高部位的油井由于孔隙裂縫和儲集空間的喉道都比較細小，儲層含油，所以東南部高部位井區(qū)形成了一定的油氣聚集，所以油藏高部位是剩余油挖潛的有利地區(qū)。通過反復(fù)分析對比，優(yōu)選構(gòu)造南部斷層附近的11-13井實施壓裂見到很好的增油效果，初期日產(chǎn)油6.6噸，含水62.3%，累產(chǎn)油980噸。

4.4尋找出水層位堵水，提高單井穩(wěn)產(chǎn)能力

D區(qū)塊以三角洲前緣沉積的分支河道、河口砂壩、分流間灣、前緣薄層砂等沉積微相為主，其砂體連通性較差?？v向上，區(qū)塊層內(nèi)非均質(zhì)性嚴重，在開發(fā)過程中主要表現(xiàn)為高滲透帶采出程度高，注入水推進速度快，水淹級別高;低滲透帶采出程度低，注入水很難波及到，水驅(qū)油效率低。其次，層間均質(zhì)性雖然好于層內(nèi)均質(zhì)性，但開發(fā)過程中，一些注水井因隔層薄或無隔層無法分注，注水井高、低滲透層間吸水不均勻，注入水以單層突進方式到達井底，引起油井高含水;同時抑制了其它層的生產(chǎn)。因此針對這一區(qū)塊的開發(fā)，首先要找出出水層位，然后實施堵水措施。以29-11井為例，通過地層精細對比，結(jié)合動態(tài)監(jiān)測資料，分析確定出水層位，采取封下采上的做法實施堵水，對比措施前日增油8.3噸，階段累增油889噸。

參考文獻：

[1] 董玉霞.油田開發(fā)過程中的增產(chǎn)措施探討[J].化工設(shè)計通訊.2017（05）。

作者簡介：

劉宏磊（1986-），男，遼寧省盤錦市，工程師，現(xiàn)從事油田開發(fā)工作。