安保峰

摘要：石油在我們的生活中發(fā)揮的作用越來越大，人們的生活越來越離不開石油資源。在對于石油的開發(fā)中，我們發(fā)現(xiàn)會出現(xiàn)油層能耗消耗殆盡，對于遼河油田盆地面臨嚴(yán)峻的開發(fā)形勢，復(fù)雜斷塊構(gòu)造破碎難以形成面積注采井網(wǎng)，是構(gòu)造體系無不受其牽動。使得采收率難度大等原因。

關(guān)鍵詞：注水問題;開發(fā);問題;對策

1概況

1.1油藏概況

油區(qū)所轄油田主要位于遼河盆地東部凹陷北部、開魯盆地陸家堡凹陷和彰武盆地張強凹陷，勘探面積4062km2，預(yù)測資源量6.4×108t，管理著開發(fā)牛居、青龍臺、茨榆坨、科爾沁和科爾康（M塊）等10個油田，探明含油面積178.77km2，探明石油地質(zhì)儲量20264.93×104t。截止2019年12月，全廠投入開發(fā)區(qū)塊98個，已動用含油面積132.96km2，石油地質(zhì)儲量15077.97×104t，可采儲量2601.86×104t，標(biāo)定采收率17.3%，其中低滲透油藏含油面積41.77km2，石油地質(zhì)儲5226.23×104t，可采儲量781.59×104t，標(biāo)定采收率15%。注水開發(fā)區(qū)塊56個，石油地質(zhì)儲量13730.41×104t，占比91.1%。未注水區(qū)塊42個，石油地質(zhì)儲量1347.56×104t，占比8.9%，主要以邊部碎小區(qū)塊為主。

1.2開發(fā)現(xiàn)狀

截至2020年1月，共有油井1170口，開井719口，日產(chǎn)液7524t，日產(chǎn)油1201t，綜合含水84.02%，采油速度0.29%，采出程度12.49%，累積注采比0.72，累積虧空2336×104m3。其中注水油田共有油井1071口，開井659口，日產(chǎn)油1055t，綜合含水84.72%，采油速度0.28%，采出程度12.49%;注水井273口，開井150口，日注水6505m3，月注采比0.80，累積注采比0.80，累積虧空1957×104m3。

2注水開發(fā)存在的問題

2.1復(fù)雜斷塊構(gòu)造破碎，難以形成面積注采井網(wǎng)。近年來，研究對象從高階轉(zhuǎn)向低階，發(fā)現(xiàn)油藏從整裝油氣藏轉(zhuǎn)向微幅度復(fù)雜構(gòu)造油氣藏、從構(gòu)造油氣藏轉(zhuǎn)向巖性單砂體油氣藏、低滲裂縫油藏，資源品質(zhì)逐漸變差，低滲油藏占比達(dá)到 %。新區(qū)塊構(gòu)造復(fù)雜、含油幅度小、綜合含水高，難以形成整裝、規(guī)則、面積注采井網(wǎng)，整體注水開發(fā)難度加大，天然能量開發(fā)產(chǎn)量上升快、遞減快，2019年自然遞減率為33.2%，預(yù)測最終采收率為17.2%。

2.2中高滲油藏平面縱向矛盾突出，水淹水竄嚴(yán)重。注水油田中，中高滲透油藏占比 %，含油井段長（1522-3300.0m），油層厚度?。ㄆ骄鶈尉?.5m），非均質(zhì)性較強，級差變化范圍從1.22到784.4，滲透率變化范圍大，在0.001-1.786μm2。儲層經(jīng)過多輪注水調(diào)整，主力油層水洗嚴(yán)重，縱向上存在“優(yōu)勢通道”，水驅(qū)動用程度僅52.5%。

2.3低滲油藏儲量規(guī)模大，水驅(qū)效果差。全廠探明低滲儲量9565.07×104t，占全廠探明儲量的47.1%，投入開發(fā)儲量5226.2×104t，以Ⅱ、Ⅲ類油藏為主，占全廠的34.7%，2019年年產(chǎn)油10.6×104t，占全廠產(chǎn)量的24.0%，儲量規(guī)模大、產(chǎn)量貢獻(xiàn)偏小。

2.4注水開發(fā)方式單一，采收率提高難度大。目前已開發(fā)油藏主要采用常規(guī)注水和深部調(diào)驅(qū)進(jìn)行開發(fā)，其中常規(guī)注水區(qū)塊（扣除目前停注區(qū)塊）地質(zhì)儲量9288.44×104t，占比61.6%，年產(chǎn)油28.88×104t，占比65.6%，目前91.3%的儲量已進(jìn)入開發(fā)后期，綜合含水達(dá)到89.41%，采收率15.0%，依靠常規(guī)水驅(qū)難以進(jìn)一步提高采收率

3具體工作部署

對策一：針對構(gòu)造破碎、儲層水淹嚴(yán)重的問題，推進(jìn)注采井網(wǎng)精細(xì)治理工程

以完善井網(wǎng)、改善水驅(qū)為主線，抓好單砂體刻畫、重建注采井網(wǎng)、完善注采對應(yīng)關(guān)系、推進(jìn)點狀注水等“一項研究三項治理”工作，每年集中治理3個區(qū)塊，預(yù)計實施后產(chǎn)量規(guī)模上升至16.2×104t，水驅(qū)控制程度由62.6%提高至70.5%，自然遞減率下降15.2%，注采井?dāng)?shù)比上升0.15，綜合含水控制在84.0%。一是精細(xì)單砂體刻畫，重新評價注采連通關(guān)系。重點對8個區(qū)塊開展精細(xì)油藏描述，覆蓋地質(zhì)儲量3512.36×104t。地層劃分標(biāo)準(zhǔn)由砂巖組細(xì)化到單砂體，以單井為基礎(chǔ)的由點及線到面的研究方法，對403口油水井進(jìn)行刻畫，重新認(rèn)識單砂體的沉積微相、內(nèi)部構(gòu)型、疊置關(guān)系、接觸類型等，實現(xiàn)刻畫率76.8%、連通狀況落實率85%，應(yīng)用刻畫成果優(yōu)化完善注采系統(tǒng)。二是縮小井距重建井網(wǎng)，充分動用井間剩余油。針對部分區(qū)塊高含水、長井段、層間矛盾突出，剩余油分布在井間難以驅(qū)替的問題，將原220-250m井距縮小至150-170m，部署加密油水井70口重建注采井網(wǎng)，配合實施注水井轉(zhuǎn)注、復(fù)注、側(cè)鉆等工作量135口，預(yù)計增加水驅(qū)儲量139.7×104t，提高采收率3.5%。重點治理6個區(qū)塊，已完成2個區(qū)塊研究部署、正研究4個區(qū)塊。三是完善注采對應(yīng)關(guān)系，開展局部調(diào)整。在單砂體刻畫認(rèn)識基礎(chǔ)上，針對井網(wǎng)相對完善、單砂體成藏、井組連通性差的問題，進(jìn)行注水井組分批評價、分類治理，分別采用側(cè)鉆、補層、重組、轉(zhuǎn)注等工作進(jìn)行完善，平均每年實施27井次，重點完善4個區(qū)塊，提高水驅(qū)儲量動用程度7.7%。四是推進(jìn)新區(qū)實現(xiàn)注水、點狀注水。針對構(gòu)造復(fù)雜區(qū)塊難以形成井網(wǎng)的問題，持續(xù)推廣點狀注水，重點保證4個新區(qū)實現(xiàn)注水，水驅(qū)控制程度提高至75%，降低自然遞減率5.3%。

對策二：針對常規(guī)水驅(qū)效果差的問題，推進(jìn)開發(fā)方式轉(zhuǎn)換工程

以優(yōu)化產(chǎn)量結(jié)構(gòu)、優(yōu)化開發(fā)方式為依托，建立“四個深入、四個聯(lián)合”機制，深入評價儲層滲流狀況、深入評價剩余資源潛力、深入對比儲層物性參數(shù)、深入研究油藏適應(yīng)性開發(fā)方式，聯(lián)合研究院開展方案編制體系篩選、聯(lián)合設(shè)計院進(jìn)行整體規(guī)劃、聯(lián)合鉆采院進(jìn)行工藝優(yōu)化、聯(lián)合生產(chǎn)基建部分進(jìn)行地面建設(shè)，按照股份公司重點項目、油田公司重點試驗兩個層次，優(yōu)選6種開發(fā)方式38個潛力區(qū)塊，覆蓋地質(zhì)儲量11839.43×104t，三年重點對17個區(qū)塊進(jìn)行方式調(diào)整，預(yù)計提高采收率14.2%，全部實施后年產(chǎn)油規(guī)模由25.2×104t上升至28.6×104t，平均單井日產(chǎn)油增加0.7t，開井率提高2.9%。一是推進(jìn)三項試驗一項接替。為動用外圍低滲稠油難采儲量，在M塊進(jìn)行火驅(qū)試驗，列為股份公司重點項目，已完成方案審查、現(xiàn)場設(shè)計、專項投資下達(dá)等工作，整體規(guī)劃121個井組，三年準(zhǔn)備實施25個井組。針對采收率低的問題，2021年重點對兩個千萬噸儲量區(qū)塊開展化學(xué)驅(qū)試驗，三年規(guī)劃27個井組。其中M塊下層系化學(xué)驅(qū)、上層系及邊部水平井及立體注水的復(fù)合開發(fā)模式，目前正開展方案編制和體系篩選。針對低滲水驅(qū)困難、開發(fā)效益差的問題，2021-2022年重點對M74、M606塊開展氣驅(qū)試驗，近三年規(guī)劃14個井組，目前正進(jìn)行基礎(chǔ)研究。推進(jìn)深部調(diào)驅(qū)與化學(xué)驅(qū)的有序接替，深部調(diào)驅(qū)2020年實施43個井組、2021年實施39個井組、2020年實施25個井組，調(diào)驅(qū)區(qū)塊逐步轉(zhuǎn)入化學(xué)驅(qū)開發(fā)。二是規(guī)模實施蒸汽吞吐。針對普通稠油粘度大、水驅(qū)采收率低的問題，2019年在茨12-155井開展成功試驗，日產(chǎn)油是常規(guī)投產(chǎn)的3倍?；谠囼炚J(rèn)識，在3個塊以熱采井網(wǎng)規(guī)劃產(chǎn)能井86口，平均每年實施29口，培育三個日產(chǎn)百噸區(qū)塊，采收率提高3.2%。三是轉(zhuǎn)變低滲注采開發(fā)模式。針對低滲油藏裂縫發(fā)育、地層壓力系數(shù)低、巖石脆性指數(shù)低等技術(shù)瓶頸，集成水平井分層開發(fā)、直平組合立體注水、儲層改造形成人工縫網(wǎng)三項核心設(shè)計，組合高效體積壓裂、可溶速鉆橋塞、多功能壓裂液體系三項關(guān)鍵技術(shù)，運用市場化鉆井合作機制、關(guān)鍵參數(shù)經(jīng)濟優(yōu)化、壓裂液重復(fù)利用三項降本措施，2018-2019年在M2塊實施水平井+直平組合注水試驗成功，恢復(fù)區(qū)塊日產(chǎn)油90t。2020-2022年在M2、M1等區(qū)塊進(jìn)行推廣，規(guī)劃水平井23口、注水21個井組。輔以市場化鉆井壓裂談判機制，降低新井投資644萬元/口，實現(xiàn)低滲有產(chǎn)量有效益開發(fā)，平均日產(chǎn)油由1.1t提高至2.4t，單位基本運行費由1967元/t下降至1055元/t。