XX 油田压舱石工程稳产上产技术对策研究

引言

XX 油田平面上多个油藏连片，纵向上四套含油层系迭加。含油面积 149km² ，探明储量 2.24×10⁸t ，动用储量 1.84×10⁸t ，标定采收率23.5% 。压舱石工程包含 XX 油田常规砂岩油藏及潜山难采储量部分，地质储量 1.06×10⁸t 。含油井段超长、油藏类型多样、构造特征破碎、原油凝固点高，目前年产油 28.5 万吨（占比 27.6% ），采油速度 0.35% ，采出程度 23.6% ，处于低速稳产阶段。低品位潜山受投资高、产能低影响，2252 万吨储量未能实现动用。

1 存在问题

1.1 地质条件十分复杂，地质体描述不能满足精细开发需求：

复杂地表和地质条件导致三维地震品质差，小断层刻画难度大；河道摆动频繁，砂体变化快，储层非均质性强，有效连通关系刻画难度大。

1.2 双高开发阶段层系与井网适应性差，与行业要求有差距：

开发层系粗放，水驱动用程度低：生产井段 400-600 米，层间非均质性强，长期一套层系开发，水驱动用程度 30% ；2020 年以来主体区细分两套层系后，水驱动用程度也仅有 65.6% （要求 70% 以上）。注采井网不完善，水驱控制程度低：区块边部注采井数比1：4.6（要求的 1：3.0），水驱控制程度只有 66.2% 。

1.3 高凝油高效开发当时仍需攻关：

取心井和动态资料均表明，注水无效循环层厚度比例占 10-20% ，吸水量占 30-50% ，开发过程中耗水率高、液油比持续增加，无效水循环严重，导致运行成本增加。

1.4 低效无效水循环严重，注水利用率低：

砂岩油藏：下层系采出程度高（ 38% ），单靠水驱递减率高，开展化学驱试验5 个井组，初期见到明显效果，受储层非均质性影响窜聚严重，效果变差，化学驱技术仍需攻关。

低品位潜山：潜山难采储量规模为 2252.5 万吨，受储层物性差、单井产量低、投资成本高等因素影响，无法实现效益建产。

1.5 联合站污水处理系统难以满足开发需求：

一是污水处理已超负荷运行（设计处理规模 8000m³/d ，实际运行11250m³/d ），下步随着新井增多，更难满足开发需要；

二是联合站污水处理按注水开发设计，难以处理化学驱含聚采出液，目前化学驱试注后，已对联合站造成了较大冲击。

2 技术路线研究

2.1 部署思路

坚持问题导向，采取“五重”优化调整技术路线，支撑 XX 油田压舱石工程效益上产。

3 项目研究内容

3.1 研究思路

面对双特高期的诸多问题，我们将“五个不等于”认识与油田开发实际结合，开展扩边加密挖潜、“二三结合”层系井网调整、化学驱试验等综合治理，逐步提高水驱采收率，改善油藏开发效果.

3.2 研究内容

3.2.1 对策一：重新评价油藏

一是整体编图重组构造格局。井震藏一体化精细三维解释，重新落实复杂断裂组合，精细刻画断层位置与微幅构造，断距 8-10m 以上断层的断点组合率升至 95% ，为调整方案提供可靠构造模型。

二是提出扇三角洲主次物源新认识。基于 35 口取心井系统描述，XX 井区提出西南部存在次物源，XX 井区发育多个叠置扇三角洲朵叶体，逐井逐层落实多套油水界面，边水区蜕变潜力区，增储233 万吨。

三是老井复查老区深部扩新层。分层测井二次解释与多方法裂缝预测技术相结合，重拾 XX 块深层太古界扩边潜力，优势区分类评价，含油边界南扩 900m ，含油底界下推 126m ，增储 179 万吨。

3.2.2 对策二：重选技术路线

按照五重优化调整部署的思路，采用多井型、多方式，整体设计407 注 798 采，部署新井 294 口，预计新建产能 54.6 万吨，提高采收率 7.1% ；其中化学驱 108 注 207 采，动用储量 1088 万吨，提高采收率16.5% 。

XX 块：精细油藏描述落实区块剩余油潜力，主体部位细分层系 + 二三结合开发，边部加密完善井网 + 滚动扩边，预计部署新井 228 口，归位工作950 井次，提高采收率 6.5% 以上。

XX 块：分区分类采用“井网调整、重复压裂引效、水平井扩边、压驱补能”方式，预计部署新井 18 口，实施流场调整工作 180 井次，提高采收率 8.0% 。

潜山难采储量：针对低品位潜山油藏块状储层物性差、单井产量低的难点，借鉴致密油开发经验，分类评价裂缝甜点分布，设计水平井立体井网、优快钻完井、V2.0 压裂增产、注水同步补能，以 XX 潜山为突破口，预计部署新井50 口，逐步实现2253 万吨难采储量整体盘活动用。

3.2.3 对策三：重构层系井网

一是新老结合差异化层系井网设计。新老储量开发井网协同优化，统筹层系细分与方式转换、井网重构与流线调整结合，由 1-2 套层系井网重构形成1-3 套层系独立井网，实现各类潜力有效释放。

二是二三结合系统化层系井网接替。水驱井网与化学驱井网协同优化，利于后期两驱井网演化。XX 块两套井网错开 30-50m ，化学驱返层井网互换实现平移流线，进一步提高采收率。

3.2.4 对策四：重调油藏流线

一是个性化井网转换扩波及。定量表征油藏流场，分块设计注采井网形式，调整后较原井网斜移或旋转，改变原注采流线方向和强度，后期两驱井网互换可持续改变流线，进一步扩大波及体积。

二是类别化注采结构调整提动用。开展井组、小层、主力砂体注水倍数评价，细分井层水洗类别，按照“注采层段对应精细多级细分优势通道封堵”逐级约束方式，确定井组、层段性质和注采强度，采用智能注采提高效率。

两驱地面流程优化简化。在适应性分析基础上，重新校核地面系统能力，坚持一简四优措施，优化源头设计，控制投资。

3.2.5 对策五：重组地面流程

两驱地面流程优化简化。在适应性分析基础上，重新校核地面系统能力，坚持一简四优措施，优化源头设计，控制投资。

4 应用效果

2023 年重点围绕增储建产、综合治理、先导试验三个方面开展工作，计划年产油29.6 万吨，自然递减 12% 。截止 8 月底年产油20.8 万吨，超进度计划 0.8 万吨，预计全年产油 30.6 万吨，超产 1.0 万吨，自然递减率控制在 10% 以内，对比计划下降 2 个百分点，其他开发、管理指标对标计划均大幅度提升。

参考文献：

[1] 周景斌 . 特高含水期低效无效循环识别研究 . 东北石油大学 .2018（04）.

[2]殷留义.化学驱用特种表面活性剂的文献综述.石油化工.2009（14）.