油田某东部过渡带扩边井开发状况解析

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　　【摘 要】2014年1月至2016年12月，杏某区东部过渡带扩边井投产，布井方式采用注水井排与采油井排相间排列的五点法布井方式，共布油水井140口，主要开采对象为萨Ⅱ组油层，开采的层位多为独立表外储层，油层发育较差，发育较好的层位比较集中，整个区块的层间差异相对较大。
　　【关键词】独立表外层；地层压力；自然递减
　　0引言
　　目前，杏a区东部过渡带扩边井进入高含水低产阶段，产量较低，含水较高，虽含水上升速度有所减缓，但年自然递减速度仍较快。通过分析认为，油层发育差、吸水厚度低、整体注水量不足、泵差采油井不能及时检泵导致地层压力分布不均衡等因素是影响扩边井开发的主要原因。
　　1、基本概况
　　杏a区过渡带位于杏某背斜构造南部的东西两翼，主要发育萨Ⅱ、Ⅲ、葡Ⅰ组油层。杏a区东部过渡带扩边井主要位于东部过渡带二条带间，自2014年5月起投产，采用注水井排与采油井排相间排列的五点法布井方式，共布油水井120口，其中采油井72口，注水井48口，至2015年12月全部投完。截止到2016年12月，累计注水1145.92×104m3，累计产油124.39×104t，累计产水147.93×104m3，累计注采比2.66。
　　2、油层发育及动用状况
　　2.1 油层发育及射孔情况
　　杏a区东部过渡带扩边地区葡Ⅰ组油层发育多为油水同层，因此杏a区东部过渡带扩边井主要开采对象为萨Ⅱ、萨Ⅲ组油层。在投产的120口油水井中，有43口井（注水井11口，采油井32口）只射开萨Ⅱ组油层；有34口井（注水井15口，采油井19口）射开萨Ⅱ、萨Ⅲ组油层；有43口井（注水井6口，采油井7口）射開了萨Ⅱ、萨Ⅲ和葡Ⅰ组非主力油层。
　　从杏a区东部过渡带扩边井的射孔层位上看，萨Ⅱ组油层共计射开层数791个，占总射开层数的76.1%，射开砂岩厚度522.6m，占总射开砂岩厚度的73.7%，射开有效厚度135m，占总射开有效厚度的67.4%；萨Ⅲ组油层共计射开层数189个，占总射开层数的19.7%，射开砂岩厚度144.6m，占总射开砂岩厚度的20.4%，射开有效厚度47.4m，占总射开有效厚度的23.7%；葡Ⅰ组油层共计射开层数41个，占总射开层数的0.04%，射开砂岩厚度42.2m，占总射开砂岩厚度的0.06%，射开有效厚度18.0m，占总射开有效厚度的0.09%。，由此可以看出，杏a区东部过渡带扩边井的主要开采油层为萨Ⅱ组油层。
　　从射开层位的发育情况看，独立表外储层共计射开624个，占总射开层数的64.9%，有效厚度小于0.5m的表内储层共计射开164个，占总射开层数的17.1%；有效厚度大于0.5m小于1.0m的表内储层共计射开121个，占总射开层数的12.6%；有效厚度大于等于1.0m的表内储层共计射开52个，占总射开层数的5.4%。由此看出，杏八-九区东部过渡带扩边井的开采对象多为表外发育。由于独立表外层的发育与表内储层相比相对较差，且杏八-九区东部过渡带扩边井射开的独立表外层平均单层砂岩厚度只有0.54m，所以杏a区东部过渡带扩边井射孔层位的整体发育较差。虽然有效厚度大于等于1.0m的表内储层有52个，但从层位上较为集中，萨Ⅱ组集中在5、11、15号层；萨Ⅲ组集中在2、6号层；葡Ⅰ组集中在11、12号层。所以杏a区东部过渡带扩边井射开发育较好的层位较少且比较集中。
　　综上分析认为，杏a区东部过渡带扩边井的主要开采对象为萨Ⅱ组油层，且开采的层位多为独立表外储层，油层发育较差，发育较好的层位比较集中，整个区块的层间差异相对较大。
　　2.2 投产初期油层动用状况
　　从统计的28口注水井投产初期同位素吸水情况看，萨Ⅱ、萨Ⅲ、葡Ⅰ组油层的整体动用情况大体相同，萨Ⅲ组油层略低一点。但从发育上看，独立表外层的动用状况明显低于表内储层，而且表内储层中，发育越好，动用程度越高。
　　3、投产到目前的开发情况
　　杏a区东部过渡带扩边井油水井共计120口，其中注水井48口，采油井72口，自2015年6月起投产。至2016年3月投产36口注水井和46口采油井，月平均日注水1486 m3，日产液1273t，日产油574t，综合含水36.41%，流压3.14MPa，地层压力8.43 MPa。2015年1月投产11口采油井，2014年12月投产34口采油井和13口注水井。目前，a区东部扩边井月平均日注水1095 m3，日产液1240t，日产油199t，综合含水82.21%，流压3.74MPa，地层压力8.77 MPa。
　　杏a区东部过渡带扩边井投产后产量递减大，含水上升快，到目前主要经历了以下几个开发阶段：
　　3.1投产初期高产稳产阶段
　　2015年至2016年，杏a区东部过渡带扩边井产液量较高，含水较低，产油量较高，年自然递减在5%左右，年含水上升10.5个百分点左右。这个阶段由于油井刚投产，含水较低，产能较高，注水井吸水情况相对较好，注入量较高，地层压力呈上升趋势。
　　2015年至2016年，共对18口采油井进行了措施挖潜，措施类型包括压裂、油井酸化及生物环保酶解堵等。通过措施增产，杏a区东部过渡带扩边井产液量上升，产油井稳定，含水上升速度有所减缓。2015年12月月平均日注水395m3，日产液1265t，日产油130t，综合含水88.75%，流压3.13MPa。油井措施挖潜同时，对吸水变差的注水井继续进行措施增注，以增加注入量。
　　3.2高含水低产阶段
　　目前，杏a区东部过渡带扩边井进入高含水低产阶段，含水上升速度减缓，但年自然递减速度仍较快。2014年年自然递减23.33%，年含水上升2.88个百分点。2014年9月月平均日注水495 m3，日产液1240t，日产油19t，综合含水92.21%，流压3.74MPa，地层压力降至8.77 MPa，折年自然递减23.18%，折年含水上升0.77个百分点。
　　4、目前存在的主要问题
　　4.1吸水厚度低。
　　杏a区东部过渡带扩边井射孔层发育较差，吸水厚度低，特别是独立表外层从投产初期和近期同位素吸水情况统计表上看，吸水层数和吸水砂岩厚度比例均不到总数的30%⑵注水量不足。杏a区东部过渡带扩边井注入量低的注水井较多，注水量满足不了开发需要，特别是冬季，每年都有低注入量的注水井扫线关井。近年来冬季扫线关井的井数越来越多，2014年至2015年多达48口左右，占注水井总井数的45%。注水量不足，且注水不平稳对扩边井的开发影响很大。
　　4.2低产液泵况变差采油井较多。
　　由于杏a区东部过渡带扩边井采油井单井产量低，泵况变差后不能及时检泵的井较多，泵差井长期高流压，导致地层压力分布不均衡，注水平面调整难度较大。这些因素很大程度上影响了杏a区东部过渡带扩边地区的开发效果，应对吸水变差的注水井措施增注，增加整个区块的注入量，并及时对泵差油井检泵，以改善杏a区东部过渡带扩边井低注低产的开发现状。
　　参考文献：
　　[1]王鸿勋 采油工艺原理.石油工业出版社
　　[2]郑俊德 油气田开发与开采.石油工业出版社
　　作者简介：
　　王辉，性别：女，出生：19780105，籍贯：黑龙江省安达市，参加工作：大庆市采油四厂三矿七区四队，学历：本科，工种：采油地质工。
　　（作者单位：大庆油田有限责任公司第四采油厂第三油矿）
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