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影响稀油断块油藏采收率因素与对策探讨
作者：韩璐
来源：《中国科技博览》2017年第09期
[摘 要]在国际油价走低新常态下，针对下二门、魏岗、张店、王集、东庄、北马庄油田等6个稀油断块油藏资源接替矛盾突出、老油田开发挖潜难度大、持续稳产难度大，开发效益逐渐呈下降趋势的开发问题，在弄清稀油断块油藏分单元开发生产效果规律的基础上，开展了开发单元可采储量计算方法筛选和选取；按可采储量核增、核减、不变分类；研究出影响可采储量和采收率因素；优选重点治理单元，提出了下步攻关方向，可达到进一步提高采收率的目的。
[关键词]稀油 断块油藏采收率因素 对策探讨
中图分类号：TE327 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）09-0001-01 1 稀油断块油田开发现状
河南稀油断块油藏东部投入的开发单元，主要采用天然能量、常规注水和后续水驱三种开发方法。截止2016年11月底，共有油水井总井数1048口，其中油井773口，水井275口，油井开井612口，日产油966t/d，日产液14371t/d，年产油32.99×104t，累计产油
1765.09×104t，地质储量采油速度0.59%，采出程度29.2%7，采液速度8.44%，可采储量采出程度79.48%，剩余可采储量采油速度7.34%，综合含水93.52%。注水井开井206口，日注水平12266.9m3/d，年注水量423.57×104m3，累计注水10197.71×104m3。 2 影响稀油断块油藏采收率的因素
2.1 标定方法不同，可采储量核定的结果存在差异。
目前我油田稀油断块单元多处于开发中后期阶段，主要有运用以下三种标定方法： 递减曲线法：①主要应用在没有进行大幅度井网综合调整、单元生产动态比较稳定、曲线线性关系较好的开发单元，如魏岗三区。而对于井网调整频繁，生产动态不稳定，递减曲线呈台阶状的开发单元，应用递减曲线法测算可采储量其误差比较大。②该方法虽然使用了瞬时量进行回归，克服了水驱曲线使用累积量造成效果滞后的缺点，但同时也使其回归线段不够稳定，为准确选取回归段带来一定难度；因此，当油藏稳定递减三年以上方可使用。
童宪章图版法：用现有采出程度和对应的含水即可由上式计算出采收率ER进而求出可采储量，也可以根据图版，直接查出相应的采收率。
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水驱特征曲线法：是水驱开发油田进入中、高含水期后进行年度及阶段可采储量标定和开发指标预测的主要方法之一，可以反应开发单元一个阶段的变化趋势。水驱曲线法计算可采储量具有稳定性高、规律性强的优点，但同时又存在反应滞后的问题。使用水驱曲线进行年度增加可采储量标定结果，并非反应映的是当年或前一年调整的效果，而是近一个阶段内综合调整增加可采储量的效果。再加上年度可采储量标定时并非都是选取一年的数据点。所以说，年度可采储量的标定在某种意义上也是阶段可采储量的标定。 2.2 储量规模
受断层作用形成的断块油田，断层多，断块面积小，构造复杂。开发井网往往是不规则的，单井产量递减快。通过对本次研究项目23个单元储量规模的筛选发现，目前含油面积小的单元，采收率底，动用程度不高。 2.3 措施工作量
措施效益补产困难。低油价下，各类措施界限门槛提高，加之特高含水期措施挖潜难度大，有效益措施工作量减少，难以实现产量持续稳定补充。措施效益补产能力降低。低油价下，各类单井措施增油界限门槛提高，按高油价时的挖潜方式和评价方法，措施有效益率将降低。从产量构成上看：2013-2014年措施、新井补产比例达10%以上，依靠措施新井持续稳定补充，实现了产量平稳运行；2015-2016年关停无边际效益油井、压减低效无效措施产量，同步压减高成本水井措施工作量，新井、措施井补产能力下降，产量递减大，效益稳产面临挑战。其中措施补产由2010年的7%下降到2016年的2.6%。 2.4 井网对采收率的影响
高成本水井工作量减少，老井井况持续变差，欠注井层持续增加，精细注水受限，老井持续稳产面临挑战。 “十五”以来，套损井逐年增多，各区块成面积型套损，下二门地区大面积套管大段变形、魏岗地区的套管漏失、张店地区管外窜槽。受效制约，年大修工作量远远低于年套损井数，井网完整性受损，难以满足精细开发需求。由于平均单井增注费用30万元以上，受效益制约，年增注工作量远远低于年欠注井层数，难以满足开发需求。 3 优选重点治理单元及提高采收率潜力 3.1 重点治理单元
2016年底，稀油断块油藏共有23个开发单元，通过系统总结河南稀油断块单元历年的可采储量标定情况以及2016年目前开发生产的实际状况，针对不同开发油藏开发阶段以及石油可采储量计算标准为依据，进行了可采储量标定，老区可对比开发单元23个，其中核增单元8个；不变化单元10个；核减单元5个，主要原因是开发阶段变化，近年来受油价影响，按效益配产，高含水井关闭，以及标定方法改变核减可采储量54.55万吨。从标定可采储量结果与开发动态指标的匹配情况看，标定结果比较符合油田开发实际状况。
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核减可采储量单元5个，分别是：下二门 H三Ⅰ6Ⅱ、H三Ⅴ以下、梨树凹，魏岗一二区，张店主体区。核减后目前采收率从上年的28.56%下降到25.48%，从可采减少构成表可看出，随着开发阶段延长，近年受油价影响，高含水井关闭，日产油能力下降，递减加大，加上标定方法发生改变，可采储量减少。魏岗一二区和张店主体区可采储量减少幅度大，其余3个单元可采减少的变化程度小。因此下步优选重点治理单元在魏岗一二区和张店主体区进行调整综合治理，提高油田储量动用程度和采收率。 3.2 提高采收率潜力主攻方向
（1）加大关停井再评价力度。对于关停井要树立“有效恢复一口老井就等于低投入增加一口新井“的观念，作到井停：研究认识不停、效益评价不停、有效复产不停。重点开展了利用关停井转流场效果评价。对关停一年以上的油井，开展长停井复产潜力评价。
（2）加大措施效益补产力度。措施挖潜做到“先算后干、 边干边算、干了还算”，降低措施成本，提高措施有效益率。对前期储备的50美元下的措施工作量，做实方案优化，由科研人员以及现场技术人员共同进行措施效益论证，充分评估每口井增油潜力及措施风险，并做好应对各种风险的保障措施确保效益最大化增油增效。
（3）开展断块油藏边水回落矿场试验。以无边际效益油井关停为契机，优选边水活跃层，开展屋脊状断块油藏边水回落矿场试验。
（4）精细低成本聚驱潜力评价。以“低投入、高回报”为原则，对剩余聚驱储量潜力再评价，选取合适区块实施低成本注聚提高采收率。下步聚驱接替单元考虑以下几方面因素：①尽可能利用相邻层系闲置的注聚设备，减少地面投入；②在现在井网基础上实施调整，规避新井部署、老井转注等高成本投入；③选取适合油藏特征的低成本驱剂，开展低成本注聚试验。 4 结语
经过对河南稀油断块油藏可采储量增减原因分析研究，稀油断块油田动用地质储量6030.3×104t，可采储量2220.62×104t，采收率36.82%，剩余可采储量储量452.63×104t，地质储量采油速度0.59%，剩余可采储量采油速度7.34%。研究了稀油断块油藏影响可采储量及采收率的主要因素主要有断块规模、措施工作量、井网井距等方面。优选出了下步开发治理的重点单元魏岗一二区和张店主体区。提出了下步提高采收率潜力方向，对维持储采平衡具有一定的指导作用。