低渗透油藏稳产影响因素分析

低渗透油藏稳产影响因素分析

张建辉

吉林油田公司新民采油厂

摘要：新民油田经过30年高效开发，目前已进入高含水期开发阶段，开发老区主产层普遍高含水，接替层剩余油因层间矛盾突出无法有效动用，外围资源无法有效形成资源接替，严重影响油田持续稳产。本文重点剖析影响稳产的四大影响因素：水驱效果影响、增产措施影响、产能建设效果影响和开发阶段矛盾等四个方面，辅助油田研究总结稳产技术对策。

关键词：新民油田；开发矛盾；影响因素

1油田高含水期开发矛盾

新民油田1990年投产，经过30年的高效开发，目前综合含水达到77.29%，已经进入高含水开发阶段。自1997—2007年以来多次调整，实现了新民油田17年连续稳产40万吨水平，从2007年由于综合原因，导致产量开始大幅递减，至2017和2018年降产得到控制，油田实现20万吨以上总不递减。但要在一定时期内稳定20万吨以上生产能力，应用构成法提高开发水平测算，仍存在较大缺口，且年产自然递减率逐年变大，稳产形势仍面临诸多难题，本文重点研究稳产影响因素，辅助研究综合稳产技术对策。

1.1剩余可采储量少，储采失衡

应用月产差减法预测2018年油田剩余可采储量337.3万吨，储采比16.3，储采平衡系数仅0.5。

1.2井的利用率低，闲置资源量大

油田开发逐渐深入，随着油田整体进入高含水开发阶段初期，油田老区主产层普遍高含水，同时在国际油价影响条件下，边际效益与无效益井多已停产，目前全厂油井开井利用率仅64.3%，水井开井利用率74.2%，测算井控地质储量1146万吨，未能充分动用。

表1 2018年油水井开井利用率

2稳产影响因素分析

2.1 注水影响

注水驱油是仍是目前最经济有最有效的驱替开发方式，且油田整体能够见到注水驱替效果，因此重点剖面注水过程变化原因，对明确下步调控方向具有指导性意义。

2.1.1 井网加密调整水驱效果的影响

井网加密调整是提高采收率的直接而有效的手段，能够有效的提高采收率。但对于不同类型储层其达到的效果不同。

一类储层基础井网可建立注采关系、调整整体采收率提升不大，仅2.85%；二类储层通过加密调整能大幅提高采收率，效果最佳，达到15.02%；三类储层加密后仍不能建立有效驱替系统，水驱采收率低，但也通过井网调整提升了7.32%。

表2 井网调整前后采收率变化

2.1.2 宏观注水政策变化对水驱效果的影响

油田整体从1990-2005年保持点强面弱注水政策，持续完善注采井网，油田保持旺盛的稳产能力；2006-2008年通过整体加强注水，做到点强面强提液增油，致使油井快速东西向水淹水窜，产量迅速递减，从分类储层来看，一类油藏由于快速水淹，产量下降最快，二、三影响不大；2009年以后通不断的注水结构调整，下调水量，坚持点弱面强，温注水的宏观注水政策，总的递减趋势得到减缓，稳产能力得到恢复。

2.1.2 水驱效率低，开发效益变差

水驱见效的14个ⅠⅡ类油藏区块，总体水驱波及系数仅59.9%，70%以上的区块仅4个，60%-70%的仅1个区块，其他9个区块均在60%以下。

表3 分油藏分区块目前实际水驱控制程度表

2.2 措施影响

2.2.1 增产措施是否施工，直接影响递减

统计2011-2017年当年有措施井与无措施井产量变化情况，通过对比二者部颁法自然递减率与年产法自然递减率数值可以得出，有措施井当年产量递减幅度低于无措施，同时措施增产规模及其在第二年增产量，分别占到当年总产量权重的8.0%以上，支撑了油田稳。

表4 无措施井与有措施井部颁与年产法自然递减率对比表

表5 当年措施贡献表

2.2.2措施结构优化及有效率提高保持了效益增产量，支撑油田稳产

对深部解堵的压裂技术、低成本措施及三采驱替技术的年度工作量结构进行优化，并保持500井次/年的施工规模，保证了年增量2.0万吨水平，吨油费用降至1000元/吨水平，支持了油田措施效益实施。

2.3 产能建设影响

新井产能规模逐年变小，第二年到位率平均仅有50%，但从油田产量组成图可以看出，新井的增加，保持了年度连续的贡献量，有效的减缓了油田总产量递减。同时2011-2017年共新投井417口，保证了油田可采储量的增加。

2.4 开发规律的影响

目前油田处于高含水初期开发阶段，由于长期水冲刷，油水两相渗流规律发生变化，层内高渗透部位水相渗透率急剧上升，微观非均质加剧，促进了“大孔道”、优势渗流通道的形成，注入水低效无效循环严重。纲要要求做好精细油藏描述与剩余油研究工作，进一步完善注采井网，扩大注水波及体积，控制含水上升速度与产量递减，努力延长油田稳产期。

3开发技术对策建议

（1）加强基础地质油藏描述与剩余油分布规律研究，加大提高水驱效率工作，细化量化注水政策，大力发挥周期注水方式的优势，同时加强完善井网方面的纵向与平面不规则调整，突破标准井网、井排、井别等限制，将基础井网向合理井网转化，由区块注水向满足地下砂体注水转变，进一步提高水驱控制程度，扩大注水波及体积，提高水驱开发效果。

（2）加快储层深部解堵技术的综合应用，同时继续保持低成本措施规模和加大三采技术的开拓创新，优化措施结构，提高三者措施增油量的同时，提高措施有效率与经济有效率。

（3）评价总结大平台捞油开发模式开发效果与效益情况，大力发展低渗透难采资源效益动用技术。

参考文献

[1]王文刚,贺彤彤,张昭君,胡方芳,路存存,杨伟华.超低渗透油藏稳产技术研究及实践[J].石油化工应用,2017,36(09):57-61.

[2]袁淋,李晓平,任磊.低渗透气藏产水气井稳产能力研究[J].油气藏评价与开发,2016,6(01):24-28.

[3]谢远伟,吴正伟,海心科,杨龙,刘家意,王军.长庆油田低渗透油藏稳产技术数值模拟研究[J].石油天然气学报,2010,32(02):309-312+408-409.

[4]胡书勇,张烈辉,冯宴,徐冰青.低渗透复杂断块油藏高含水期稳产技术研究[J].西南石油大学学报,2007(04):86-88+194.