王 睿
（西安石油大學，陝西 西安 710000）
摘 要：1612塊1978年投入開發，注水開發取得了顯著效果，隨著開發時間延長，區塊主體部位水淹嚴重、工程原因導致井網不完善、油藏遞減率高等矛盾越來越突出，區塊穩產難度越來越大。為了改善油藏開發效果，通過數值模擬手段對區域內剩餘油分布規律進行研究，並根據研究結果，實施大修復產、布署挖潛水平井等措施，挖掘剩餘油潛力，通過調整注水參數，應用不穩定注水技術降低區塊綜合含水，油藏開發效果得到改善。
關鍵詞 ：數值模擬；剩餘油；水平井；周期注水
中圖分類號：TE19文獻標誌碼：A文章編號：1000-8772（2015）01-0180-01
1612塊是光油田常規稠油主力區塊，經過30多年的開發，目前已進入開發後期，區塊采出程度高、綜合含水高，穩產難度越來越大。2014年通過實施剩餘油挖潛、調整注水方式等措施，區塊開發效果明顯改善。
1 區塊概況
1.1 油藏概況
1612塊位於遼河凹陷西斜坡中段，開發目的層為大凌河油層，構造上為一北西向南東傾斜的單斜構造，構造形態平緩。上報含油麵積1.55km2，地質儲量631×104t。
1612塊大凌河油層儲層物性好，屬高孔高滲儲層，平均孔隙度26.1%，滲透率4.563μm2；原油類型為中質稠油，原油密度（20℃）0.9571g/cm3，地面脫氣原油粘度（50℃）354.36～904.04mPa.s。
1.2 開發現狀
1612塊於1978年4月試采，1980年9月採用200—350m井距注水開發，通過歷年調整，目前為不規則近似七點法井網，井距150～200m。根據原油粘度分布特點，採用主體部位注水開發、邊部蒸汽吞吐的開發方式。
截至2014年12月，區塊共有油井64口，采出程度43.46%，累計產油274.2264×104t，累計產水507.5271×104t。累計注汽75.2862×104t，累計注水827.3594×104t，累積注采比1.16。
2 開發矛盾
1612塊自1980年投入開發至今歷時30餘年，中部注水結合邊部注汽的開發方式取得了良好的效果。目前區塊進入開發中後期，儲層動用程度高，採收率高，剩餘油飽和度低，開發調整難度大，潛力區域不連續，主要有以下幾面突出矛盾：
2.1主體部位水淹嚴重
1612塊開發時間長，地下存水量大，中部主體部位進入注水開發中後期，水淹嚴重。中部區採油井中高含水井已占70%，綜合含水達到86.9%，其中含水95%以上的油井占開井數的36%，產量僅占總產量的10%。
2.2 工程原因導致井網不完善
經歷30多年的開發，已進入開發中後期。區塊套壞採油井占油井總數的53%；套壞注水井占注水井總數的30%，套壞井和帶病生產井數多，嚴重影響油藏開發效果。
2.3 單井日產低
區塊進入開發中後期，油井高含水生產，新井較少，僅依靠油井措施增產，產量穩定難度大。區塊年產油只有3.2萬噸，平均單井日產油1.6噸。
3 剩餘油分布研究
剩餘油分布規律研究是油藏開發後期調整挖潛的重要手段，目前主要採用數值模擬的方法來研究油藏的剩餘油分布情況。
4 穩產對策研究及應用
4.1 完善注采井網
針對主體部位因套壞等工程原因造成的井網不完善問題，根據區塊水淹情況和剩餘油分布研究結果，優選受套壞、落物影響而停產的採油井實施大修、側鑽等復產措施。2014年共實施大修復產2口，側鑽復產1口，部署更新井1口。實施後效果較好，當年產油1890t。
4.2井間剩餘油挖潛
根據區塊剩餘油分布情況，利用水平井技術進行井間剩餘油挖潛，在斷塊東北部剩餘富集區部署並投產挖潛水平井3口，當年產油8254t。
4.3 調整注水方式
由於受隔層發育薄及井況差的影響，區塊水井分注率低，注入水沿高滲透層單層突進現象嚴重。為充分挖掘低滲透層潛力，結合區塊實際情況，開展了區塊整體不穩定注水試驗。不穩定注水主要是利用周期性的提高和降低注水量的辦法使得油層內部產生不穩定的壓力降，流體在不同滲透率小層之間的不穩定交滲流動，在注水的半個周期內，壓力差引起的驅動力使流體由高滲層向低滲層流動。在停注半個周期內，液流方向主要是從低滲層向高滲層流動，從而擴大了注入水的波及係數，提高了注入水的驅油效率。截至2014年12月實施不穩定注水4周期，區塊自然遞減 15.1%，綜合含水82.2%，與上一年對比自然遞率減下降21.1%，綜合含水下降3.1%。
5 結論
（1）剩餘油分布規律研究是油藏開發後期實施調整挖潛的關鍵依據。
（2）對於水驅開發油藏，不穩定注水技術是挖掘低滲透層潛力有效手段。
參考文獻：
[1] 林承焰.剩餘油的形成與分布[M].東營：中國石油大學出版社，2000.：16-59.
[2] 李勇.剩餘油分布規律影響因素分析研究[J]．石油天然氣學報。2009，31（1）：101-103.．
[3] 萬仁溥.中國不同類型油藏水平井開採技術[M].北京：石油工業出版社，2002：18～48.
[4] 傅家訓．不穩定注水適應性分析[J]．內蒙古石油化工。2005，30（1）：82—83．
（責任編輯：袁凌雲）
（西安石油大學，陝西 西安 710000）
摘 要：1612塊1978年投入開發，注水開發取得了顯著效果，隨著開發時間延長，區塊主體部位水淹嚴重、工程原因導致井網不完善、油藏遞減率高等矛盾越來越突出，區塊穩產難度越來越大。為了改善油藏開發效果，通過數值模擬手段對區域內剩餘油分布規律進行研究，並根據研究結果，實施大修復產、布署挖潛水平井等措施，挖掘剩餘油潛力，通過調整注水參數，應用不穩定注水技術降低區塊綜合含水，油藏開發效果得到改善。
關鍵詞 ：數值模擬；剩餘油；水平井；周期注水
中圖分類號：TE19文獻標誌碼：A文章編號：1000-8772（2015）01-0180-01
1612塊是光油田常規稠油主力區塊，經過30多年的開發，目前已進入開發後期，區塊采出程度高、綜合含水高，穩產難度越來越大。2014年通過實施剩餘油挖潛、調整注水方式等措施，區塊開發效果明顯改善。
1 區塊概況
1.1 油藏概況
1612塊位於遼河凹陷西斜坡中段，開發目的層為大凌河油層，構造上為一北西向南東傾斜的單斜構造，構造形態平緩。上報含油麵積1.55km2，地質儲量631×104t。
1612塊大凌河油層儲層物性好，屬高孔高滲儲層，平均孔隙度26.1%，滲透率4.563μm2；原油類型為中質稠油，原油密度（20℃）0.9571g/cm3，地面脫氣原油粘度（50℃）354.36～904.04mPa.s。
1.2 開發現狀
1612塊於1978年4月試采，1980年9月採用200—350m井距注水開發，通過歷年調整，目前為不規則近似七點法井網，井距150～200m。根據原油粘度分布特點，採用主體部位注水開發、邊部蒸汽吞吐的開發方式。
截至2014年12月，區塊共有油井64口，采出程度43.46%，累計產油274.2264×104t，累計產水507.5271×104t。累計注汽75.2862×104t，累計注水827.3594×104t，累積注采比1.16。
2 開發矛盾
1612塊自1980年投入開發至今歷時30餘年，中部注水結合邊部注汽的開發方式取得了良好的效果。目前區塊進入開發中後期，儲層動用程度高，採收率高，剩餘油飽和度低，開發調整難度大，潛力區域不連續，主要有以下幾面突出矛盾：
2.1主體部位水淹嚴重
1612塊開發時間長，地下存水量大，中部主體部位進入注水開發中後期，水淹嚴重。中部區採油井中高含水井已占70%，綜合含水達到86.9%，其中含水95%以上的油井占開井數的36%，產量僅占總產量的10%。
2.2 工程原因導致井網不完善
經歷30多年的開發，已進入開發中後期。區塊套壞採油井占油井總數的53%；套壞注水井占注水井總數的30%，套壞井和帶病生產井數多，嚴重影響油藏開發效果。
2.3 單井日產低
區塊進入開發中後期，油井高含水生產，新井較少，僅依靠油井措施增產，產量穩定難度大。區塊年產油只有3.2萬噸，平均單井日產油1.6噸。
3 剩餘油分布研究
剩餘油分布規律研究是油藏開發後期調整挖潛的重要手段，目前主要採用數值模擬的方法來研究油藏的剩餘油分布情況。
4 穩產對策研究及應用
4.1 完善注采井網
針對主體部位因套壞等工程原因造成的井網不完善問題，根據區塊水淹情況和剩餘油分布研究結果，優選受套壞、落物影響而停產的採油井實施大修、側鑽等復產措施。2014年共實施大修復產2口，側鑽復產1口，部署更新井1口。實施後效果較好，當年產油1890t。
4.2井間剩餘油挖潛
根據區塊剩餘油分布情況，利用水平井技術進行井間剩餘油挖潛，在斷塊東北部剩餘富集區部署並投產挖潛水平井3口，當年產油8254t。
4.3 調整注水方式
由於受隔層發育薄及井況差的影響，區塊水井分注率低，注入水沿高滲透層單層突進現象嚴重。為充分挖掘低滲透層潛力，結合區塊實際情況，開展了區塊整體不穩定注水試驗。不穩定注水主要是利用周期性的提高和降低注水量的辦法使得油層內部產生不穩定的壓力降，流體在不同滲透率小層之間的不穩定交滲流動，在注水的半個周期內，壓力差引起的驅動力使流體由高滲層向低滲層流動。在停注半個周期內，液流方向主要是從低滲層向高滲層流動，從而擴大了注入水的波及係數，提高了注入水的驅油效率。截至2014年12月實施不穩定注水4周期，區塊自然遞減 15.1%，綜合含水82.2%，與上一年對比自然遞率減下降21.1%，綜合含水下降3.1%。
5 結論
（1）剩餘油分布規律研究是油藏開發後期實施調整挖潛的關鍵依據。
（2）對於水驅開發油藏，不穩定注水技術是挖掘低滲透層潛力有效手段。
參考文獻：
[1] 林承焰.剩餘油的形成與分布[M].東營：中國石油大學出版社，2000.：16-59.
[2] 李勇.剩餘油分布規律影響因素分析研究[J]．石油天然氣學報。2009，31（1）：101-103.．
[3] 萬仁溥.中國不同類型油藏水平井開採技術[M].北京：石油工業出版社，2002：18～48.
[4] 傅家訓．不穩定注水適應性分析[J]．內蒙古石油化工。2005，30（1）：82—83．
（責任編輯：袁凌雲）
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