特高含水期老油田措施挖潜效果及认识

　　摘要：宁海油田T62单元1982年发现并投产，先后经历了天然能量开发、接近天然能量的边缘注水开发、细分层系高速开发及特高含水期递减等四个阶段，2005年3月油井开井2口、日产油6吨、含水97.18%、年采油速度0.05%、采出程度55.49%，油田进入了特高含水开发后期。2005年后对该单元进行层间、平面、层内的剩余油进行潜力分析，通过补孔改层、套损井侧钻等措施重新建立单元的生产井网，目前单元油井开井7口、日产油25吨、含水92.36%、年采油速度0.21%，采出程度56.04%，取得了很好挖潜的效果。
　　主题词：T62单元，水淹程度，剩余油，韵律层，侧钻
　　1.单元概况
　　1.1区域地质概况
　　宁海油田位于垦利县宁海乡黄河南展区内，南临东营凹陷的北部，构造上位于坨—胜—永断裂带西端，东南与胜坨油田毗邻含油面积25km2，地质储量1564*104t，是受多条断层控制的复杂断块油藏。坨62单元是宁海油田的主力单元含油面积1.1km2，地质储量463*104t，是一个中高渗、低粘、低饱和度的砂岩断块油藏。
　　坨62单元储层主要发育沙二段，油层平均有效厚度为33.1m，原始孔隙度27.6％，平均渗透率为1.347μm2，原始含油饱和度69％，纵向上沙二段开采层位为1-7砂层组，包含32个小层。7个砂层组自上而下分别为：1-3砂层组为河流相正韵律沉积，以中细砂岩为主，颗粒较为均匀；4砂层组为三角洲平原复合韵律沉积，以粉砂岩为主，颗粒较为均匀；5-7砂层组为三角洲前缘反韵律沉积，顶部为细砾—含砾粗砂岩，中部以中－细砂岩为主，下部为粉砂岩为主，颗粒均匀，平面上5砂层组的各个小层、61、62、71、72小层分布稳定。
　　单元主力油层10个：41、51－3、61－3、72－4储量占单元总储量的84.5％，主力层分布稳定，大面积连通，油层厚度大，渗透率高，边水水体大，能量充足；非主力油层22个：11－5、21－5、31－5、42－5、71、75，具有面积小，连通差，厚度薄，能量低的特点。
　　1.2开发历程
　　宁海油田1982年10月投入开发，1982年12月完成了初期生产井网，1983年4月制定并实施了坨62断块沙二段初期注采方案，1983年8月开始注水；1984年4月编制了沙二段开发方案，采取顶部密，边部疏的不均匀井网，采取接近天然水驱的边缘注水方式，分沙二1-4、沙二51-3、沙二61-72、沙二74-5四套开发层系，油田主要经历了以下四个开发阶段：
　　第一阶段：1982年8月—1983年8月为天然能量开采，动态特点是：1.油层大段射开，单井初期产能在百吨以上；2.高速开采条件下，无水采油期短，边部井见水快；3.地层压降大，天然能量不足。
　　第二阶段：1983年9月—1984年3月为注水初期开发阶段，1983年9月T62-11、T62-13转注后，坨62单元开始投入注水开发，采取边外注水，边部一二级油井见效，含水上升快，产量递减快，地层压力下降。
　　第三阶段：1984年4月—1993年12月为中高含水高速开发，该阶段是以电泵为主的强化开采，并收到很好的增油效果，但含水上升较快，阶段初期含水为29.1%，阶段末为94.4%，采油速度高达4.2%，但地层压力下降大的矛盾也暴露出来，由于转注水井投注晚，因此强采后压降下降过快，地层能量补充始终未能跟上高速开发的需要，导致产量出大幅度递减，含水大幅度上升。
　　第四阶段：1994年1月—为特高含水调整开发，针对阶段初产量递减加大，含水上升速度加快这一问题重点进行了以完善井网，协调注采关系为主要内容的注采调整工作，单元见到一定的效果，年自然递减率一度由1994年的21%下降到1996年的8.38%。1998年由于处理三采注聚污水，使单元水淹程度进一步加剧，尤其是主力层的电泵井，平均含水在97%以上，对此结合低效电泵井的治理进行了一系列的注采调整工作，使单元含水下降，但由于电泵井减少，大幅度降液，导致单元产量递减较大。2005年3月单元开井2口，含水97.18%，日产油仅6吨，年采油速度0.05%，采出程度55.49%，同时井况复杂，套损井增多。
　　2.单元面临的主要问题
　　单元自1982年投产以来，经历了20多年的开发，目前已经进入了后期开采阶段，随着时间的延长，单元面临的问题是越来越多。
　　2.1单元采出程度高、水淹严重
　　2005年3月，坨62单元的采出程度高达55.49%，高出了国内外水压驱动油藏最终采收率30-50％经验值，特别是主力层，绝大部分已经超过了56%。随着采出程度的增加，油层的水淹状况也越严重，坨62单元西高东低，东部边水水体大且活跃，油井大多分布在顶腰部、水井大多分布在东侧靠近腰部，长期以来一直是采取边部注水，油井一直是单向受效，加之开采初期的强注强采，造成平面上高度水淹。特别是自1998年3月起消化三采的注聚污水，水井长期放大注水，导致了平面固有矛盾的激化，油藏水淹程度进一步加剧，其中主力油层含水大于95%的井数占总井数的84.8%，射开厚度所占比例为87.7%；非主力油层含水大于95%的井数占总井数得64.6%，射开厚度所占比例为64.9%。
　　2.2层间差异大，措施工艺复杂
　　2.2.1射开层系多，井段长，强采导致底水推进快
　　坨62单元有7个砂层组，32个含油小层，在开发初期全井油层大段射开，采用以电泵为主的强化生产方式，初期取得了不错的增油效果，但无水井补充地层能量，地层亏空体积大，造成底水推进含水上升迅速，例如T62-37井，全井沙二段共射开18个含油小层，包括：21、23、25、34、41、42、43、44、51、52、53、61、62、63、71、72、73、74，射开厚度47.7米，1984年5月投产全射沙二7，大泵高液量生产，6月开始补孔合采下电泵，1989年全井含水到90%，后多次改层生产均高含水，1999年2月投其他单元生产。
　　2.2.2层间差异大，高含水后改层频繁，造成堵炮眼、卡封井下工艺复杂
　　T62单元射开层系多，层间差异大，高含水后，补孔改层频繁，生产井经多次作业、井下技术状况异常复杂，上措施时卡封困难，堵炮眼有效期短，对层间潜力的认识造成一定难度，在实际生产中因封窜导致油井含水上升现象时有发生，其次，由于层间差异大，单采低能量潜力层时，易出现高压层水向低压层倒灌的现象，油井排液时间较长，造成了人力物力极大浪费，影响了开发效益。
　　例如T62-9井2005年10月全井堵炮眼射孔51上单采，11月砂卡检泵后，由于封串再次堵炮眼、复射51上，2006年5月桥塞漏失，重新打桥塞生产，12月再次封串，作业发现44层封堵失效，套管缩径，后进行大修狭小套管生产，含水上到90%，由于工艺复杂、有效期短，很大程度上影响了该井的正常生产。
　　2.23套损井多，储量损失大
　　坨62单元28口生产井中，有15口停产井，8口停注井，占单元总井数的82.1%。因井况问题导致停产井7口，停注井3口，损失储量61.55万吨，占整个单元储量的13.29%，严重制约的单元储量的进一步动用。
　　3.剩余油潜力分析
　　坨62单元进入高采出程度阶段后，根据单元开发中所遇到的主要问题，从精细认识着手，结合当前的开发现状及各类监测资料，进一步搞清剩余油分布，做好潜力分析。
　　3.1层间潜力分析
　　坨62单元射开油层多，层间差异大：主力层水淹严重，但73、74层的采出程度相对较低，有一定的潜力；次主力层水淹程度相对较低，其中1－3砂层组由于岩性差，面积小，厚度薄，井网控制差，尤其是34、35层采出程度低于25%，4砂层组由于断层和岩性遮挡，仍有一定潜力，75层是剩余油富集的潜力层，无生产井，只有一口注水井，且吸水能力较差。因此在主力层高度水淹的情况下要保持单元稳产，非主力层是下步挖潜的一个重要方向。
　　3.2平面潜力分析
　　平面上目前虽然已高度水淹，但是通过碳氧比测井资料、水淹图、单元每米累采油图等资料的分析发现，平面上局部地区仍然存在一定潜力，这些潜力主要分布在以下地区：
　　（1）个别动用较差的井区：根据采出程度单元每米累采油图，T62-63、T62-65、T62-91井包围的井区，采出程度只有28.2%，而T62-55、T62-71、T62-7井包围的区域采出程度只有34.2%，主要是两个井区共有套坏井6口，储量动用差，累采油量少，剩余油潜力较大。
　　（2）局部低渗区及断层附近岩性遮挡区：断层附近、岩性遮挡区的含水普遍偏低，是剩余油富集区。目前此类区域大部分都有井控制，但仍有个别区域如4砂层组顶部断层附近、腰部岩性尖灭区，74层腰部岩性遮挡区，是下步挖潜的区域。
　　T62-35井区74层有效渗透率仅50毫达西，该井套坏前，日产油5.4吨，含水16%；T62-71井位于该层构造高点，因为套变影响，1995年以来沙二1-4砂层组一直无井生产，储量动用程度低。
　　3.2层内潜力分析
　　（1）对于1-3砂层组正韵律沉积的油层来说，岩性上细下粗，底部渗透率高，自上变低，注入水容易沿底部大孔道水窜，使得油层底部严重水淹，顶部水淹程度相对较低，而宁海油田投产初期，在没有避射的情况下，油层下部的水淹厚度加大，因而剩余油饱和度较低，对厚油层的避射仍是挖掘层内潜力的主要方法。例如T62－37的SNP测井曲线显示15层顶部的水淹程度较底部的低，通过对比将T62－63的14+5层采取了避射顶部1.6米单采的措施，初期含水75％，初增产能9吨/天，取得了不错的挖潜效果。
　　（2）5-7砂层组为反韵律油层，储量多，厚度大，主力层采出程度高，但剩余地质储量也大，其沉积特点为岩性上粗下细，注入水首先沿顶部渗透带推进，受重力及毛管力的影响，水质点下沉最终导致注入水向纵向全面推进，层内水淹比较均匀，由于层内岩性或物性夹层段发育层内往往形成2-3个韵律段，在每个韵律段的顶部是进一步挖潜的主要部位。
　　通过对宁海做精细油藏对比，发现51层内发育了稳定的隔夹层，断块内的24口生产井中发育有隔夹层及51上的井共11口（T62-1、T62-7、T62-9、T62-37、T62-55、T62-63、T62-63、T62-65、T62-71、T62-93、T87、T133）。
　　沙二51层内的隔夹层为连续性泥质隔夹层，平均厚度1.5m，在横向上延伸长，长度超过600m；且51层钻遇率超过80.3%，发育好，但厚度波及系数低，剩余油饱和度相对较低，存在较大的潜力。
　　4.采取的措施及效果
　　针对坨62单元的潜力认识，在近期采取了堵炮眼、补孔该层、侧钻等措施，取得了很好的效果，油井开井7口，日产油25t，含水92.46%，采油速度0.21%，采出程度56.04%.
　　4.1层间挖潜
　　通过对单元的层间潜力分析，我们展开了非主力层34，35层的挖潜工作，通过累采资料以及水淹图，我们了解在断层附近及构造高部位水淹程度低，且由于井况影响，套损井较多，长期以来无井生产，潜力大。
　　2007年开始积极寻找了一批套损井进行侧钻对34、35层进行挖潜，打了T62C71、T62C65、T62C63三口侧钻井，初增产能45吨/天，含水48.1％，特别是T62C71、T62C65初期日产油20吨，到目前三口井日产油13.8吨，含水89.4％，取得了不错的效果。
　　4.2平面挖潜
　　坨62单元主力层采出程度高、水淹严重，但73、74的采出程度低于单元的采出程度，存在进一步挖潜的空间，我们通过SNP测井及水淹图等资料分析并展开挖潜：
　　（1）利用套损井侧钻挖掘平面潜力
　　2008年1月对T62-35井的74层展开了侧钻，初期日产油4.6吨，含水22%，由于该井74层附近渗透率较低，而附近水井因管柱失效，造成该井目前处于低能量开采，下步将通过酸化及水井工作提高该井产能，目前该井已累采483吨。
　　（2）利用补孔改层挖掘平面潜力
　　坨62单元主力层水淹严重，但73的采出程度低，而在断层附近水淹程度小。例如T168-1井，通过与邻井的曲线对比T168-1的73层发育较好，通过邻井的73层生产资料显示，该井附近水淹程度低，补孔有较好的潜力。2006年8月对T168-1补孔73层合采，日产油从3.5t提高到16.9t，动液面从测不出到井口，目前日产油仍有5吨，目前已经累增6160吨，取得了不错的效果。
　　4.3层内挖潜
　　针对层内潜力，我们利用堵炮眼、避射的方式展开层内挖潜。2003年8月份先对T133井实施了单采51上的措施，日增油12.5t，含水由99.7％降为51％，改层后累增油3505t，说明51层发育的泥质夹层起了有效的遮挡作用
　　2005年我们对坨62断块的高含水大厚油51层进行了细致的地层对比，将坨62断块的51层细分成了51上、51下，通过细分后的隔夹层等厚图，并落实细分韵律层后的实际注采对应状况发现，51上动用状况差，有较大潜力。因此先后隔夹层发育、岩性好、构造部位高的T62-37、T62-9井实施全井堵炮眼，重射51上单采的措施，并取得了较好的效果。措施初期日增油22.8t。通过对51韵律层挖潜，T133、T62-37、T62-9目前已累增油12783t。
　　4.4效果评价
　　通过以上的挖潜措施，T62单元的油井开井数由挖潜前的2口提升到目前的7口，产能增加了19吨/天，含水下降了4.82%，动液面上升了207米，年采油速度由0.05%上升到目前的0.21%，侧钻井恢复储量控制10.2万吨，取得了不错的效果。通过对T62单元的采出程度与含水率关系曲线和甲型水驱曲线对比看出，措施挖潜后，单元的开发形式比措施前的开发形式好。
　　5.认识及结论
　　（1）宁海油田T62单元采出程度高，但在套坏井区和次主力层采出程度相对较低，是下步挖潜的方向；
　　（2）强化单元的分析和认识，通过SNP、PND测井等各项资料积极寻找剩余油潜力，采收率仍有进一步提高的空间；
　　（3）针对T62单元井下技术状况复杂的情况，借助特殊工艺是解决问题的主要技术手段。