孤东油田断块油藏递减因素分析及对策高含水油藏自然递减因素分析
关键词:孤东油田；断块油藏；残油；自然衰退
孤东油田1断块油藏特征
1.1构造复杂，断层多，断块多，断块小。
孤东油田断块油田的构造特征是其内部断层极其发育，形成了众多的断块油气藏。如孤东披覆背斜北部断块油藏位于孤东披覆背斜西翼北端的构造低位，构造破碎，断层极其发育。主要开发一些小油砂，包括7个断块开发单元，即1区官下、2区官下、1区东营、1区沙河街和2区沙河街，以及66和65x9区块。
1.2储层物性、原油性质、储层产能差异较大。
断块与断层之间在储层物性、渗流条件、原油性质等方面存在显著差异，油层产能也有很大差异。断块油藏含油砂层多，往往有多套开发层。断块之间渗透率比值大，导致层间采出程度和吸水能力差异大。
1.3断块油气富集不均匀。
孤东油田断块间油气富集不均匀。如GD68区块的Ed层属于跨断层断块油藏，地层北低南高。由于储层封闭性好，油气储量丰富。Ng下第二区主要是断层相交的断块油藏，在斜油藏向上方向被两条相交的断层所包围。油砂分散，含油面积小，地质储量小。
1.4的开发方式以天然能量为主，或人工注水为辅。
在生产初期，大部分断块油藏边底水活跃，能量充足，开发方式以天然能量驱动为主。随着采收率的提高，长期只采不注导致地层能量亏空，水驱方向单一，注采矛盾明显。为了挖掘剩余油，提高采收率，一般都是改善井网，采用人工注水。
2影响断块油藏自然递减的因素
2.1剩余可采储量采油速度对自然递减的影响
如果阶段原油产量大于阶段可采储量的增量，就会出现储采失衡。此时，要保持相同的产量递减率，就必须提高剩余可采储量的采油速度。假设可采储量不增加，老井无措施，无新井产量，自然递减等于综合递减，综合递减与上一年剩余可采储量的采油速度有如下关系:D=V+V'(1-V)，其中d代表综合递减；v代表上一年剩余可采储量的采油速度(小数)；‘v’表示当年剩余可采储量的采油速度增量(小数)。上年剩余可采储量的采油速度增加越大，产量综合递减越大。如果要保持综合递减不变，就要提高当年剩余可采储量的采油速度，这将对下一年的综合递减产生影响。
可见，增加可采储量难度较大，优化产液结构、合理产液强度是控制自然递减的途径。
2.2不完善井网对自然递减的影响
孤东油田断块油藏具有构造复杂、非均质性强、含油层系多、油水关系复杂等特点，开发难度大。在生产初期，断块油藏的边底水大多是活跃的，不需要外界能量补充，只能依靠充足的天然能量来满足产液需求。随着恢复程度的增加和边底水的推进，水线从构造低部位向高部位逐渐变细或指，构造低部位逐渐被淹没。此时地下油水分布更加复杂，未动用剩余油分布更加分散破碎。长期以来只采不注，地层能量不足。而边部和底部低水淹区剩余油丰富。此时，由于井网不完善而导致的无外部能量补充通道、注采系统不平衡、水线推进方向单一、差油层动用困难等矛盾日益突出。
部分断块单元砂体分散，渗透率低，油水井沟通不畅，注水效果不明显，但长期注水可以补充地层能量；但有些断块单元构造平缓，砂体发育面积大，沉积相对稳定，油水井连通条件好，水驱效果显著。因此，完善局部注采井网是挖掘断块剩余油潜力的一个方向，对延缓油井自然递减也会有一定的控制作用。
2.3其他因素
孤东油田断块油井由于自身特点，自然递减除了受剩余可采储量和井网不完善的影响外，还会受到补孔位置、作业质量、工艺、日常管理和设备因素等诸多复杂因素的影响。
3降低断块油藏自然递减的控制措施
3.1完善注采井网，提高水驱控制程度。
GO 1-66-8井位于孤东油田1区66个小断块，共53个生产层位，生产层段1397.1-1404.3米，油藏深度1400.7米，砂层厚度7.2米，有效厚度4.4米..GO 1-66-8油井2009年6月+2月测得静压为12.494MPa，2008年8月静压值为11.726MPa，地层压力有所上升。分析表明，53层油井66X12于2009年5月16日注入，使地层能量得到补充。同时，GO 1-66-8井注采对应由单向改为双向，增加了有效驱油方向，扩大了水驱控制面积，实现了油井产量的稳定增长，取得了良好的增油效果。与注入前Go1-66x12井产量相比，Go1-66-8井产量为59.9/3.9/93.4，动液面为442m注入59.2/4.4/92.5后，动液面446米，含水率降低0.7个百分点，日产油0.5吨，有效控制了递减速度(表1)。
表1注水井配注调整表
3.2优化产液结构，制定合理的生产压差。
油井生产初期过大的生产压差会导致水锥的形成，低含水期过大的生产压差会加速底水锥进。在中高含水阶段，生产压差太小，无法带动高启动压力的中低渗透层，特别是当储层非均质性较强，存在低渗透层和薄夹层时，这种影响会更加明显。
GOGD 68区块东营组构造发育平缓，原油粘度低，相对油水流度比低。在控制合理产液强度的情况下，底水突进现象不明显，水线推进缓慢，含水率上升缓慢。从平面上分析，该断块主要受边底水驱动，构造低部受底水锥进和边水推进影响较大，水淹严重，构造腰部水淹轻微，高部水淹较差。
因此，实际生产中应根据不同含水阶段的特点，制定合理的生产压差和产液强度，以有效控制自然递减。同时，在长期停产的单元中，由于地层倾角和油水重力分异的影响，在构造的高部位可能存在一些次生剩余油。选择合适的恢复时间也是优化液体生产结构的一种方法。如GOGD68X6处于低含水阶段，适合低液低含水高产的生产形式。要严格控制液量，密切跟踪其生产情况，防止边底水溃决；GOGD 68-4、GOGD 68-5、GOGD 68X7、GOGD 68X10等4口油井处于中含水阶段，是含水上升的敏感阶段，以适度控水为主，控水稳油；高含水期断块油井主要是举液促产，提高采油程度，降低含水上升速度。GOGD 68X10、GOGD 68X11等多口油井实施了恢复措施。这些措施的实施有效地延缓了其自然衰退。
3.3加强技术应用，改善油水井工作条件。
稠油、出砂、结蜡也是老井自然递减加剧的原因之一，因此对采油工艺提出了更高的要求，泵上掺水、高压注水等先进技术的应用也将有利于延缓自然递减。此外，由于断块油藏埋藏深，易受偏磨腐蚀，井筒套管损坏越来越严重，多轮次作业井居高不下，尤其是那些地层能量充足的断块油井，作业时压力大，需要用高浓度盐水压井。生产数据表明，压井后油井产量受到很大影响。
如2009年9月GOGD68-5换光杆压井。2009年8月，该井产量为36/16.9/53%，10产量为49.2/13/73.5%，目前产量为47.3/12.7。该井产出液腐蚀性强，总矿化度高达24384mg/L，6个月换光杆周期正常。由于地层能量大，每次都要压井，产量损失大，对控制单井自然递减极为不利。
4几点认识
(1)加强地质研究，准确描述储层特征，明确油砂体分布，合理利用天然能量和人工补充能量，是断块油藏开发管理的基础。
(2)正确认识油藏的开发阶段，及时实施有效措施和日常管理是减缓断块油藏自然递减的重要手段。
(3)对断块油藏有一个正确的整体认识，根据不同的地质特征积极推广和应用新技术，是减缓自然递减的有效途径。
参考
[1]关秉金，2006。科技信息，复杂断块油藏管理。
[2]蒋继水等，1999，提高原油采收率技术[M]，北京:石油工业出版社。
[3]刘文涛等，1995，稳油控水图册[M]，石油工业出版社。
[4]毛，等，2005，复杂小断块油气勘探与开发，中国石化出版社。
作者简介
陈国斌，男(1970.05-)，工程师，1990年7月毕业于胜利油田采油工程学校，长期从事采油现场技术管理工作。