摘要：冀東南堡陸地油田高45X1斷塊屬于常規(guī)稀油油藏，目前油藏主力小層采出程度高、綜合含水高、剩余油挖潛難度大，本次研究旨在探索天然能量開(kāi)發(fā)油藏進(jìn)入特高含水階段后剩余油挖潛方式。利用數(shù)值模擬法及常規(guī)動(dòng)態(tài)分析法，形成剩余油分布主要在構(gòu)造高部位及井間的特點(diǎn);通過(guò)對(duì)采收率技術(shù)適應(yīng)性評(píng)價(jià)，優(yōu)選適合該斷塊剩余油挖潛方式，最終形成油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中生命周期內(nèi)低含水階段延緩含水上升、高含水階段CO₂吞吐技術(shù)挖潛剩余油的技術(shù)對(duì)策，為同類(lèi)油藏高效開(kāi)發(fā)提供技術(shù)、管理支撐。

關(guān)鍵詞：高45X1斷塊;剩余油分布;挖潛技術(shù)對(duì)策

1.油藏概況

高45X1斷塊位于廟高斷層的上升盤(pán)，開(kāi)采層位Ng油組，主力含油小層5個(gè)（NgⅢ5、NgⅢ6、NgⅢ7、NgⅢ8、NgⅢ9），油藏埋深2000～2250m，儲(chǔ)層巖性為河流相砂巖，高孔隙度、高滲透率儲(chǔ)層，孔隙度23.2%，滲透率393×10^-3mD，原油粘度9mPa·s（50℃），密度0.8728g/cm³（20℃），油藏類(lèi)型為受構(gòu)造控制的邊底水層狀斷塊油藏，天然能量開(kāi)發(fā)，地層能量充足。

斷塊油井12口，平均單井鉆遇17.9m/4.2個(gè)層。其中油層120m/31個(gè)，油水同層57.8m/11個(gè)，水淹層38m/8個(gè)。NgⅢ9小層油層發(fā)育較好，油井全部鉆遇油層;NgⅢ6、NgⅢ7小層部分井鉆遇油層。

按高滲透砂巖油藏開(kāi)發(fā)水平分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)，高45X1斷塊屬一類(lèi)油藏。

2.開(kāi)發(fā)歷程

高45X1斷塊開(kāi)發(fā)經(jīng)歷了三個(gè)階段，即試采階段、滾動(dòng)開(kāi)發(fā)階段、全面開(kāi)發(fā)階段。

2.1試采階段

G45X1井2006年1月15日開(kāi)鉆、2月20日完鉆。鉆遇油層2.4m/1層，井段2274.2～2276.6m，孔隙度23.4%，滲透率159.86X10^-3μm²，含油飽和度46.9%。該井2006年3月23日投產(chǎn)，初期5mm油嘴自噴生產(chǎn)，油壓1.7MPa，日產(chǎn)液53t，日產(chǎn)油51.6t，含水2.7%。2016年5月轉(zhuǎn)抽下Ф56生產(chǎn)，階段產(chǎn)油1.88×10⁴t、產(chǎn)水4.52×10⁴t。

此階段開(kāi)發(fā)特點(diǎn)：（1）鉆遇油層少、?。?.4m/1層）;（2）開(kāi)采時(shí)采液強(qiáng)度22.1t/m*d（正常5-8t/m*d），含水上升快（6.7%/月）;（3）進(jìn)高架罐生產(chǎn)，單井拉油點(diǎn)。

2.2滾動(dòng)開(kāi)發(fā)階段

依據(jù)G45X1井鉆井及生產(chǎn)情況，2008年9月-2011年1月為滾動(dòng)開(kāi)發(fā)階段，分階段相繼部署完井11口（采用大井距逐步加密及滾動(dòng)擴(kuò)邊方式），縱向上NgⅢ5-NgⅢ9發(fā)現(xiàn)油層，12口油井共鉆遇50個(gè)層，有效厚度215.8m。

此階段開(kāi)發(fā)特點(diǎn)：（1）完鉆投入開(kāi)發(fā)井11口，液量、油量均大幅增加，日產(chǎn)油量最高170t，區(qū)塊綜合含水穩(wěn)定在70%左右;（2）以500或433螺桿泵舉升工藝為主，平均單井液量26.7t/d，采液強(qiáng)度高>10t/m*d，油井生產(chǎn)不同層位時(shí)導(dǎo)致含水快速上升;（3）進(jìn)高架罐生產(chǎn)，單井拉油點(diǎn)，成本高。

2.3全面開(kāi)發(fā)階段

此階段開(kāi)發(fā)特點(diǎn)：（1）2011年-至今為全面開(kāi)發(fā)階段，含水持續(xù)上升，達(dá)到90%左右;部分油井補(bǔ)孔后控制采液強(qiáng)度，開(kāi)發(fā)效果較好;（2）2012年3月外輸管線(xiàn)投用，日產(chǎn)液量500t左右，最高800t，以螺桿泵提液為主。

3.油藏潛力分析

3.1儲(chǔ)量動(dòng)用狀況

高45X1斷塊井網(wǎng)控制程度87%，井網(wǎng)未控制儲(chǔ)量13%，未控制儲(chǔ)量主要為NgⅢ9小層?xùn)|部區(qū)域。

井網(wǎng)控制儲(chǔ)量包括曾經(jīng)動(dòng)用、目前動(dòng)用及未動(dòng)用儲(chǔ)量。

斷塊地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度25%以上，其中NgⅢ9、NgⅢ6小層儲(chǔ)量動(dòng)用程度較高，分別為40.69%、25.58%。

3.2小層潛力分析

利用常規(guī)動(dòng)態(tài)分析及油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，對(duì)各小層潛力進(jìn)行分析。以NgⅢ9-2小層為例，該小層油井位于斷層根部，采出程度40.69%;鉆遇井?dāng)?shù)12口，曾經(jīng)生產(chǎn)井6口，目前生產(chǎn)井5口，未動(dòng)用井1口，具有動(dòng)用程度高、采出程度高、綜合含水高“三高”特點(diǎn)。

以東部井區(qū)為例，G45-12井2008年11月投產(chǎn)，初期采液強(qiáng)度高，含水上升快，生產(chǎn)至2010年9月時(shí)含水已高達(dá)85%左右，此時(shí)G45-22井鉆井解釋水淹，補(bǔ)孔該小層，初期含水即80%，3個(gè)月后含水達(dá)到85%，基本一致;G45-20井2013年5月補(bǔ)孔，初期控制采液強(qiáng)度，低含水期生產(chǎn)天數(shù)241d，產(chǎn)油2200t，后含水快速上升。

高部位油井動(dòng)用后，低部位油井存在水淹風(fēng)險(xiǎn)，生產(chǎn)時(shí)含水上升快或高含水。而剩余油分布研究是油田開(kāi)發(fā)后期油藏管理的主要任務(wù)^[2-4]，在高含水油藏單靠一種技術(shù)難以認(rèn)清剩余油分布狀況，必須綜合運(yùn)用地質(zhì)綜合、測(cè)井、井間示蹤、數(shù)值模擬等技術(shù)，才能準(zhǔn)確預(yù)測(cè)剩余油的分布^[5]。通過(guò)本斷塊的研究，剩余油分布特點(diǎn)：在斷層根部相對(duì)富集，含油飽和度45%～50%;井間周?chē)Ｓ嘤惋柡投?5%～45%;構(gòu)造腰部剩余油飽和度<35%（圖1）。

下面針對(duì)未動(dòng)用潛力和已動(dòng)用潛力兩方面提出技術(shù)對(duì)策。（1）未動(dòng)用儲(chǔ)量潛力分析：NgⅢ9-2小層僅G45-26井未動(dòng)用，該井位于構(gòu)造高部位，剩余油飽和度45%～50%，盡管測(cè)井解釋水淹層，但分析有補(bǔ)孔潛力，建議射孔頂部1.4m，生產(chǎn)初期控制液量10t以?xún)?nèi)，可以減緩含水上升速度。（2）已動(dòng)用儲(chǔ)量潛力分析：目前油井基本高含水，井筒附近剩余油飽和度35%～45%，剩余油主要集中在斷層根部及部分井井間。建議實(shí)施吞吐及協(xié)同吞吐進(jìn)行挖潛，下一步直接吞吐井4口（G45-12、G45-14、G45-15、G45-16）、回采+吞吐井6口（G45-10、G45-11、G45-13、G45-20、G45-22、G45-28）、堵水井1口（G45X1）。

3.3斷塊潛力分析

按照NgⅢ9-2小層分析方法，對(duì)該斷塊各小層、單井潛力進(jìn)行逐一分析。

未動(dòng)用儲(chǔ)量：分析潛力井11井次，其中油層待動(dòng)用8井次，以A類(lèi)潛力為主;水淹層動(dòng)用潛力3井次，以B類(lèi)潛力為主。這部分井儲(chǔ)量占未動(dòng)用儲(chǔ)量的54.4%，全部動(dòng)用后可以提高儲(chǔ)量動(dòng)用15.3個(gè)百分點(diǎn)（見(jiàn)表1）。

已動(dòng)用儲(chǔ)量：制定以吞吐及回采+協(xié)同吞吐措施為主措施24井次，其中A類(lèi)潛力3井次、B類(lèi)潛力21井次（見(jiàn)表2）。

4、開(kāi)發(fā)技術(shù)對(duì)策

為了進(jìn)一步提高采收率，生產(chǎn)過(guò)程中開(kāi)展了一系列剩余油挖潛技術(shù)試驗(yàn)：

（1）控制采液強(qiáng)度，延長(zhǎng)油井穩(wěn)產(chǎn)期。以G45-14井為例，該井2011年1月投產(chǎn)NgⅢ9的20^#層，油層中部壓力系數(shù)0.94;初期抽噴，日產(chǎn)液21.7t，日產(chǎn)油21.1t，含水2.8%，采液強(qiáng)度9t/m*d，2012年7月檢泵后一直生產(chǎn)至今，已連續(xù)生產(chǎn)2100天以上，累計(jì)產(chǎn)油2.9×10⁴t，產(chǎn)水2.8×10⁴t，開(kāi)采效果較好，是陸上作業(yè)區(qū)免修期最長(zhǎng)的一口井。

（2）高含水期實(shí)施提液措施，挖潛剩余油。近幾年，先后實(shí)施14井次換泵提液措施，總體開(kāi)發(fā)效果較差，僅G45-16、G45-26等2口井效果較好。通過(guò)措施前后效果對(duì)比，液量增加630t，油量增加5.3t，含水上升2.2%，液面下降189m。通過(guò)分析認(rèn)為效果差的原因是高含水期實(shí)施提液措施后，加速水線(xiàn)推進(jìn)，大孔道或高滲帶發(fā)育，導(dǎo)致含水居高不下。

（3）積極試驗(yàn)CO₂吞吐技術(shù)，取得明顯效果。

CO₂吞吐技術(shù)是一項(xiàng)能有效提高采收率的增油措施，能在較短時(shí)間內(nèi)提高單井產(chǎn)量，具有投資少、見(jiàn)效快、資金回收快等特點(diǎn)^【1】。以G45-10井為例，該井先后在2個(gè)層實(shí)施吞吐試驗(yàn)，其中NgⅢ8小層開(kāi)采效果好，高含水后實(shí)施吞吐;NgⅢ7小層受鄰井G45-20井影響，補(bǔ)孔后一直高含水（水淹），后實(shí)施吞吐，兩次吞吐分別增油260t、110t，表明井筒周?chē)惺Ｓ嘤?，吞吐技術(shù)適用于該斷塊;但是該平臺(tái)系統(tǒng)回壓低，易抽噴，液量變化較大，導(dǎo)致含水快速上升，吞吐有效期短。

（4）開(kāi)展邊底水油藏氮?dú)馀菽夹g(shù)控水試驗(yàn)。

試驗(yàn)3口井，效果較差。效果較差的主要原因：①試驗(yàn)井位于構(gòu)造腰部或低部位、采出程度高、地層能量充足、沒(méi)有斷層加持，地層傾角小，不利于氮?dú)飧患_(dá)不到壓水錐的目的;②該斷塊采出程度高，采用氮?dú)馀菽M(jìn)行控水，反而將分散的剩余油驅(qū)至遠(yuǎn)端，吐出階段剩余油難以返回井筒，導(dǎo)致開(kāi)井后含水升高，增油效果較差。

在油藏全面開(kāi)發(fā)階段，試驗(yàn)、摸索了高含水油藏提高采收率技術(shù)，取得了以下兩方面認(rèn)識(shí)：①形成了高45X1斷塊開(kāi)發(fā)前期射孔程度控制、生產(chǎn)初期采液量限制（定向井初期日產(chǎn)液量5～10t）、高含水后期剩余油挖潛技術(shù)對(duì)策;②優(yōu)選CO₂吞吐技術(shù)為該斷塊特高含水階段剩余油挖潛方式，在實(shí)施后應(yīng)重點(diǎn)加強(qiáng)現(xiàn)場(chǎng)采油管理，確保實(shí)施效果。

共落實(shí)補(bǔ)孔措施13口、回采措施7口，吞吐措施6口。

5.開(kāi)發(fā)調(diào)整方案

針對(duì)高45X1斷塊目前開(kāi)發(fā)中存在的問(wèn)題，從儲(chǔ)量控制程度入手，分析影響開(kāi)發(fā)效果的因素，梳理油藏平面、縱向剩余油分布及綜合調(diào)整潛力，部署各小層調(diào)整方案，優(yōu)選CO₂吞吐技術(shù)做為現(xiàn)階段剩余油挖潛對(duì)策，系統(tǒng)安排舉升工藝、采油管理及地面集輸系統(tǒng)優(yōu)化工作，確保油藏調(diào)整方案實(shí)施、管理到位，力爭(zhēng)取得好的開(kāi)發(fā)效果。

（1）依據(jù)就近吞吐、層系歸位+協(xié)同吞吐、逐層上返原則，梳理平面、縱向潛力，2018年安排部署吞吐井7口，其中直接吞吐井6口，回采+吞吐井1口。

（2）優(yōu)化舉升工藝：①管式泵更換為桿式泵;②螺桿泵更換為桿式泵;③大泵換小泵（已完成5口井吞吐前期檢泵工作）。

（3）優(yōu)化采油管理方式：為防止抽噴，減緩對(duì)吞吐效果的影響，開(kāi)展采液強(qiáng)度控制工作，優(yōu)化采油管理方式：①吞吐井放壓、掛抽后，開(kāi)井前要求安裝定壓閥控套，套壓控制1～2MPa，確?？靥灼椒€(wěn);②高45-1平臺(tái)抽油機(jī)為塔架機(jī)，沖程由5m調(diào)整至3.5m，沖次為1次，控制液量生產(chǎn)，同時(shí)減少安全隱患。

4.優(yōu)化地面集輸方式：①將外輸管線(xiàn)停用，通過(guò)閑置設(shè)備再利用恢復(fù)大罐生產(chǎn)，減少管線(xiàn)穿孔安全隱患，滿(mǎn)足油藏開(kāi)發(fā)調(diào)整需求;②管理人員由7人降至3人，節(jié)省勞動(dòng)力。

6.結(jié)論及建議

1.形成了天然能量開(kāi)發(fā)油藏開(kāi)發(fā)前期射孔程度控制、生產(chǎn)初期采液量限制（定向井初期日產(chǎn)液量5～10t）、高含水后期剩余油挖潛技術(shù)對(duì)策;

2.天然能量油藏進(jìn)入特高含水階段，剩余油主要分布在斷層根部及井間;

3.優(yōu)選CO₂吞吐或協(xié)同吞吐技術(shù)作為特高含水階段剩余油挖潛的主要工藝技術(shù);

4.配套形成了適合該斷塊的舉升（桿式泵）、采油管理（定壓閥及生產(chǎn)參數(shù)控制）、地面集輸（拉油）等優(yōu)化方式;

5.停用轉(zhuǎn)油站、降低設(shè)備損耗、節(jié)省了動(dòng)力費(fèi)、節(jié)約了人力，力爭(zhēng)效益開(kāi)發(fā)。

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