论文部分内容阅读
【摘 要】油砂山油田历经57年的开发，地质储量可采程度、可采储量可采程度依然较低。目前油田受岩性、断层及砂体的影响，面临含水上升快、水驱动用程度低、地层压力恢复困难、单井产量低的困境。分析好目前开发存在的主要问题及稳产、上产的潜力是油田更好开发的基础。
【关键词】水驱控制；动用程度；层间干扰；潜力
1.开发现状
油砂山油田探明叠合含油面积8.6km2，Ⅰ类石油地质储量2366×104t，可采储量439.2×104t。2012年底油砂山油田可利用油水井总数为345口，其中油井221口，开井217口；水井124口，开井121口。油田年核实产油10.3424万吨，累积产油166.7489万吨。采出程度7.05%，年采油速度0.44%，年核实注采比1.94，累计核实注采比1.24，自然递减率8.09%，综合递减率7.68%。
2.油田开发存在的问题
2.1水驱储量控制程度低
根据最新地质研究成果，油砂山油田受断层和岩性影响，Ⅰ～Ⅵ断块13个油组共有油砂体5632个，其中四类油砂体个数为3373个，占油砂体总数的59.9%，储量为365.78×104t，控制了总地质储量的19.07%。总体上，油砂体发育不稳定、规模小、横向延续性差，这种“薄、多、散、杂”油砂体，大多为1～2口井控制，难以形成完善的注采井网，造成油井多向受效率低、油水井连通性差、水驱控制程度低。
2.2层间干扰严重，储层动用程度低
油砂山油田纵向上油层薄、多，根据地质研究，纵向上划分为13个油层组211个小层，含油井段一般为300～500m，最长可达800m，平均406.7m，单井平均油层厚度47.13m，含油层数23.8层；单层厚度薄，平均1.98m。
2004年Ⅰ、Ⅱ断块实施分层系开发以后，一定程度上减缓了层间干扰，也取得了一定效果。但是由于油砂山油田纵向上有211个小层，在部分区域分三套层系、大部分为混层系的长井段开采条件下：一方面目前水井射开厚度仍然平均在30m以上，造成层间干扰严重，储量动用程度低；另一方面对于长井段、多层的井存在射孔不完善，造成油水井连通率低。从而影响油田注水开发效果。主要表现在：
（1）射孔井段长，使部分油层过早丧失能量。长井段开采，部分油层长期裸露在动液面以上，使裸露油层处在无回压下生产，破坏油层，过早丧失能量，造成油井产能急剧降低。
（2）物性相差较大的油层、差油层同时射孔，使部分储层不能发挥作用。
（3）注水井吸水厚度低、动用程度低。2012年测试吸水剖面资料表明，总的射开厚度为2128.2m，总的吸水厚度为831.2m，油田平均水驱储量动用程度为37.07%。
（4）吸水层动用程度和厚度动用程度随射开厚度增加而降低（图1-1），层间干扰越大。
图1-1 油砂山油田射开层数、射开厚度与动用程度的关系
（5）采油强度随着射开厚度增加逐步降低（图1-2）。
2.3油水井数比高地层能量得不到及时补充，造成单井产量低
根据油砂山油田注水开发区域资料，目前油水井数比为2.5：1，其中Ⅰ断块Ⅱ层系、Ⅱ断块Ⅱ层系、Ⅲ层系、Ⅲ断块、Ⅳ断块油水井数比均为3.0左右。在目前较高的油水井数比状态下，加之油砂体规模小、横向延续性差，注采对应率低，导致油井受水驱效果差，地层能量得不到及时补充，油井供液不足，单井产量低。
图1-2 油砂山油田射开油层厚度与采油强度的关系曲线
3.油田开发潜力分析
3.1储量潜力
油砂山油田石油地质储量为2366×104t，石油地质可采储量为439.4×104t。2012年12月油田采出程度仅7.05%，采油速度仅0.43%，累计产油166.7501×104t，剩余可采储量272.55×104t，油田储量潜力大，具有调整挖潜的物质基础。
3.2细分开发层系的潜力
注采井网适应性分析和注水开发效果评价表明，油砂山油田射孔井段长，层间干扰严重，储量纵向动用程度低，在油层厚度较大的区域划分开发层系是必要的，而且是可行的，有利于在合理射孔厚度情况下完善井网，进一步提高水驱控制、动用程度。
3.3Ⅲ、Ⅳ及Ⅵ断块扩边潜力
近年Ⅲ断块部署扩边井取得较好开发效果，2009年部署4口扩边井，4口井平均钻遇油层11.75m/12层；Ⅳ断块构造边部中251，钻遇油层34.4m/12层；2011年在Ⅵ断块含油边界外部署扩边井中630，钻遇油层1.1m/1层，差油层9.0m/7层，但由于地层能量较弱，至2012年底该井日产油0.38吨/天，含水6.61%，因此通过前期注水培育地层能量，Ⅵ断块也具有一定扩边潜力。
3.4注采系统调整潜力
根据动态开发资料，油砂山油田目前油水井数比高（2.24：1），注水井点少，注采对应率低，油水井连通率仅41.12%，多向受效油井仅占8.8%，导致油井受水驱效果差，地层能量得不到及时补充，在局部注采不完善区域出现明显的低压区，油井供液不足。因此，根据层系细分，进一步调整、完善注采井网，提高注采对应关系及油井受效性，是油田增产稳产的又一挖潜方向。
3.5老井措施潜力
油砂山油田今后老井主要增产措施仍然是优选注水效果较好、压力保持稳定的地区，实施酸化、堵水、压裂、补孔及大修等措施。
（1）油井酸化。随着开采时间的延长，油层污染越来越严重，必须采取酸化或化解措施，使油井保持正常生产，减缓老井的产量递减。
（2）油井堵水。油田含水已进入中高含水期，高含水井越来越多，有效的堵水作业将成为高含水油井治理的最有效的方法。
（3）油井压裂。对于相对压力较好、埋深较深区域的低产、物性较好的油井实施压裂作业，是提高老井单井产量、老井效益开发较好的途径。目前跃3520、跃3313、中38-3压裂已经取得理想的效果，下一步可继续推广。
参考文献：
[1]季华生编. 2009.油田注水新思路的探求与实践.石油工业出版社.
[2]方凌云，万新德主编.1997.砂岩油藏注水开发动态分析.石油工业出版社.
作者简介：
李智，助理工程师 2009年毕业于中国石油大学（北京）勘查技术工程专业。
【关键词】水驱控制；动用程度；层间干扰；潜力
1.开发现状
油砂山油田探明叠合含油面积8.6km2，Ⅰ类石油地质储量2366×104t，可采储量439.2×104t。2012年底油砂山油田可利用油水井总数为345口，其中油井221口，开井217口；水井124口，开井121口。油田年核实产油10.3424万吨，累积产油166.7489万吨。采出程度7.05%，年采油速度0.44%，年核实注采比1.94，累计核实注采比1.24，自然递减率8.09%，综合递减率7.68%。
2.油田开发存在的问题
2.1水驱储量控制程度低
根据最新地质研究成果，油砂山油田受断层和岩性影响，Ⅰ～Ⅵ断块13个油组共有油砂体5632个，其中四类油砂体个数为3373个，占油砂体总数的59.9%，储量为365.78×104t，控制了总地质储量的19.07%。总体上，油砂体发育不稳定、规模小、横向延续性差，这种“薄、多、散、杂”油砂体，大多为1～2口井控制，难以形成完善的注采井网，造成油井多向受效率低、油水井连通性差、水驱控制程度低。
2.2层间干扰严重，储层动用程度低
油砂山油田纵向上油层薄、多，根据地质研究，纵向上划分为13个油层组211个小层，含油井段一般为300～500m，最长可达800m，平均406.7m，单井平均油层厚度47.13m，含油层数23.8层；单层厚度薄，平均1.98m。
2004年Ⅰ、Ⅱ断块实施分层系开发以后，一定程度上减缓了层间干扰，也取得了一定效果。但是由于油砂山油田纵向上有211个小层，在部分区域分三套层系、大部分为混层系的长井段开采条件下：一方面目前水井射开厚度仍然平均在30m以上，造成层间干扰严重，储量动用程度低；另一方面对于长井段、多层的井存在射孔不完善，造成油水井连通率低。从而影响油田注水开发效果。主要表现在：
（1）射孔井段长，使部分油层过早丧失能量。长井段开采，部分油层长期裸露在动液面以上，使裸露油层处在无回压下生产，破坏油层，过早丧失能量，造成油井产能急剧降低。
（2）物性相差较大的油层、差油层同时射孔，使部分储层不能发挥作用。
（3）注水井吸水厚度低、动用程度低。2012年测试吸水剖面资料表明，总的射开厚度为2128.2m，总的吸水厚度为831.2m，油田平均水驱储量动用程度为37.07%。
（4）吸水层动用程度和厚度动用程度随射开厚度增加而降低（图1-1），层间干扰越大。
图1-1 油砂山油田射开层数、射开厚度与动用程度的关系
（5）采油强度随着射开厚度增加逐步降低（图1-2）。
2.3油水井数比高地层能量得不到及时补充，造成单井产量低
根据油砂山油田注水开发区域资料，目前油水井数比为2.5：1，其中Ⅰ断块Ⅱ层系、Ⅱ断块Ⅱ层系、Ⅲ层系、Ⅲ断块、Ⅳ断块油水井数比均为3.0左右。在目前较高的油水井数比状态下，加之油砂体规模小、横向延续性差，注采对应率低，导致油井受水驱效果差，地层能量得不到及时补充，油井供液不足，单井产量低。
图1-2 油砂山油田射开油层厚度与采油强度的关系曲线
3.油田开发潜力分析
3.1储量潜力
油砂山油田石油地质储量为2366×104t，石油地质可采储量为439.4×104t。2012年12月油田采出程度仅7.05%，采油速度仅0.43%，累计产油166.7501×104t，剩余可采储量272.55×104t，油田储量潜力大，具有调整挖潜的物质基础。
3.2细分开发层系的潜力
注采井网适应性分析和注水开发效果评价表明，油砂山油田射孔井段长，层间干扰严重，储量纵向动用程度低，在油层厚度较大的区域划分开发层系是必要的，而且是可行的，有利于在合理射孔厚度情况下完善井网，进一步提高水驱控制、动用程度。
3.3Ⅲ、Ⅳ及Ⅵ断块扩边潜力
近年Ⅲ断块部署扩边井取得较好开发效果，2009年部署4口扩边井，4口井平均钻遇油层11.75m/12层；Ⅳ断块构造边部中251，钻遇油层34.4m/12层；2011年在Ⅵ断块含油边界外部署扩边井中630，钻遇油层1.1m/1层，差油层9.0m/7层，但由于地层能量较弱，至2012年底该井日产油0.38吨/天，含水6.61%，因此通过前期注水培育地层能量，Ⅵ断块也具有一定扩边潜力。
3.4注采系统调整潜力
根据动态开发资料，油砂山油田目前油水井数比高（2.24：1），注水井点少，注采对应率低，油水井连通率仅41.12%，多向受效油井仅占8.8%，导致油井受水驱效果差，地层能量得不到及时补充，在局部注采不完善区域出现明显的低压区，油井供液不足。因此，根据层系细分，进一步调整、完善注采井网，提高注采对应关系及油井受效性，是油田增产稳产的又一挖潜方向。
3.5老井措施潜力
油砂山油田今后老井主要增产措施仍然是优选注水效果较好、压力保持稳定的地区，实施酸化、堵水、压裂、补孔及大修等措施。
（1）油井酸化。随着开采时间的延长，油层污染越来越严重，必须采取酸化或化解措施，使油井保持正常生产，减缓老井的产量递减。
（2）油井堵水。油田含水已进入中高含水期，高含水井越来越多，有效的堵水作业将成为高含水油井治理的最有效的方法。
（3）油井压裂。对于相对压力较好、埋深较深区域的低产、物性较好的油井实施压裂作业，是提高老井单井产量、老井效益开发较好的途径。目前跃3520、跃3313、中38-3压裂已经取得理想的效果，下一步可继续推广。
参考文献：
[1]季华生编. 2009.油田注水新思路的探求与实践.石油工业出版社.
[2]方凌云，万新德主编.1997.砂岩油藏注水开发动态分析.石油工业出版社.
作者简介：
李智，助理工程师 2009年毕业于中国石油大学（北京）勘查技术工程专业。