趙厚寧

摘 要：林中九塊位于林樊家油田西南部，主要開發(fā)層系館陶組。目前處于低采油速度、低采出程度、中等含水開發(fā)階段。與去年年底相比，自然遞減加大，開發(fā)形勢變差。為此，我們對該區(qū)塊進(jìn)行分析，找出存在的問題及下步潛力，為該區(qū)塊下步開發(fā)工作指明方向。

關(guān)鍵詞：自然遞減；綜合含水；出砂；井網(wǎng)

中圖分類號：Q949.95 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1006-8937（2016）12-0174-02

1 區(qū)塊概況

林中九塊位于林樊家油田西南部，南靠林南大斷層，東與林東主體相接。主要開發(fā)層系館陶組，含油面積14.8 km2，地質(zhì)儲量792×104 t，截至目前單元共完鉆井101口，其中探井2口，有取芯井2口（林中11-6、12-18）均取到Ng4油層。

2 油藏類型

該區(qū)塊Ng45-7油層大面積分布，未見油水界面。其頂、底面構(gòu)造簡單，林南斷層對油水的分割起一定作用，但不起主導(dǎo)作用，油層主要受巖性控制。油層中深1 020 m左右，埋深不超 1 050 m。油藏埋深淺，壓實(shí)程度差、易出砂。因此是一受巖性控制的薄層、常規(guī)稠油、易出砂的中高滲構(gòu)造-巖性砂巖油藏。

3 開發(fā)歷程及現(xiàn)狀

第一階段：彈性開發(fā)階段（1988.10～1989.9）。采用正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)投入開發(fā)，井距350 m。階段投產(chǎn)井?dāng)?shù)56口，階段末開井52口，日油水平258 t/d，平均單井日產(chǎn)油5.0 t/d，采油速度0.74%，采出程度0.25%。

第二階段：注水開發(fā)階段（1989.10～2005.2）。1989年10月開始注水開發(fā)，由于主力油層連通好，注水很快見效。單元日油水平最高達(dá)到399 t/d，平均單井日產(chǎn)油7.0 t/d，采油速度達(dá)到1.14%。階段末采出程度12.4%，綜合含水67.4%。

第三階段： 井網(wǎng)完善階段（2005.3～2009.3）。2005年對該塊進(jìn)行井網(wǎng)完善調(diào)整，共鉆完善井14口，其中油井7口。取得了很好的效果，日油水平由107 t/d上升到次年的175 t/d，并且呈逐年上升的趨勢，階段末含水63.2%，采出程度15.9%。

第四階段：加密調(diào)整階段（2009.4～目前）。2009年該塊通過加密調(diào)整，共完鉆新井49口，其中油井33口，水井16口。方案實(shí)施后油井開井?dāng)?shù)增長為74口，日液水平854 t，日油水平264 t，綜合含水69.1%。

4 開發(fā)形勢分析

4.1 日液、日油水平下降

與去年年底相比：日液下降51 t，日油下降13 t。產(chǎn)量下降主要受3口躺井及2口含水上升井、4口液量下降井的影響，共計(jì)影響液量116.9 t，油量34.3 t。

4.2 綜合含水略升

2005年實(shí)施井網(wǎng)完善調(diào)整后，綜合含水由63.5%上升到67.2%，含水上升率4.68%。2009年實(shí)施加密調(diào)整，日液水平由663 t上升到886 t，日油水平由255 t上升到327 t/d ，綜合含水上升了3.7%，2009年后，含水上升率最高達(dá)13.9。

分析含水上升原因：林中九塊是一受巖性控制的中高滲透構(gòu)造-巖性砂巖油藏，油層分布主要受砂體展布的控制，滲透率級差大。林中九塊2009年經(jīng)過調(diào)整后注采井網(wǎng)由反九點(diǎn)法改為行列式注水方式，同時(shí)采用水平井+直井的斜井排行列式開采。井網(wǎng)加密，井距變小，由原來的350×500 m2變成了目前的250×350 m2，井距的變小使油井易受到注水效果，產(chǎn)量上升的同時(shí)含水相應(yīng)上升；分析主要是調(diào)整后中部主河道區(qū)域含水上升速度較快。 近幾年加強(qiáng)了注采調(diào)整工作，該塊的含水上升率得到控制，基本穩(wěn)定在80%～81%左右，總體看：水淹狀況中等。

4.3 自然遞減減緩

林中九塊2004年以來自然遞減一直較高，2009年該單元實(shí)施加密調(diào)整方案，2010年開發(fā)形勢好轉(zhuǎn)，自然遞減減緩。由于水平井投產(chǎn)效果差，到2011年開發(fā)形勢變差，自然遞減加大。近幾年，加大了低效水平井的治理，加強(qiáng)了注采調(diào)整工作，夯實(shí)了穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)，自然遞減得到了有效的控制。

4.4 地層能量保持情況

經(jīng)過2009年加密調(diào)整，水井專項(xiàng)治理后，壓力有所回升，近兩年地層壓力保持平穩(wěn)，目前地層壓力8.13 MPa，壓降2.19 MPa，壓力保持水平為79% ，壓力保持水平中等。

5 存在的問題及潛力分析

5.1 存在的問題

①停產(chǎn)停注井多，導(dǎo)致動態(tài)井網(wǎng)不完善。林中九塊投注水井59口，開井41口，開井率只有66.1%，其中停注井9口，注不進(jìn)水井9口；該塊投產(chǎn)油井90口，開井74口，油井利用率82%。

②低產(chǎn)低效井多。目前日油能力小于1.0 t的低效井有16口：其中高含水7口，物性差3口，出砂2口，油稠1口，注采不完善2口，油層堵塞1口，這些井占開井?dāng)?shù)的22%。

③低效水平井增多，出砂水平井治理難度逐漸加大。2009年投產(chǎn)水平井19口，隨著生產(chǎn)時(shí)間的延長，出砂井、高含水井日益增加，產(chǎn)量遞減快。近幾年加大了出砂水平井治理力度，在注采井網(wǎng)完善的情況下2015年治理1口：LZ9P5，日增油6.5 t。

④腐蝕井井?dāng)?shù)逐年上升。林樊家油田投產(chǎn)油井284口，目前油井開井245口，.隨著開井?dāng)?shù)的逐年增加，桿管腐蝕井也呈上升趨勢，這部分井的平均免修期僅327 d，低于全油田平均免修期635 d。這些井主要表現(xiàn)在管桿本體、節(jié)箍腐蝕嚴(yán)重，有些井桿腐蝕斷，腐蝕加重了管桿的偏磨。桿管腐蝕嚴(yán)重影響了油井的正常生產(chǎn)，造成油井維護(hù)作業(yè)頻繁，生產(chǎn)時(shí)率大大降低。

5.2 潛力分析

①扶有潛力停產(chǎn)停注井，提高注采對應(yīng)率。通過摸排分析，下步大修防砂6口：LZ9P7、LZ9P14、LZ9P18、LZ13-18、LZ9P12、LZ9P9；防砂1口：LZ9P10；擠水泥1口：LZ13-14； 降粘1口：LZ19-2，共計(jì)扶停9口井，預(yù)計(jì)日增油25 t。

②綜合治理低效井，提高單井產(chǎn)能。加強(qiáng)低效井的治理，大修7口：LZ11-14、LZ15-14、LZ7-14、LZ6-14、LZ6N16、LZ17-

6、LZ17-14；補(bǔ)孔防砂1口：LZ8-16；降粘1口：LZ9X5；小修找井況2口：LZ14N16、LZ16-12，共計(jì)治理11口井，預(yù)計(jì)日增油17 t。

③實(shí)施油井轉(zhuǎn)注、打零散井，完善靜態(tài)井網(wǎng)。油井大修轉(zhuǎn)注2口：LZ15-20、LZ17-04；打零散井4口：LZ9-022、LZ15-012、LZ15-010、LZ18-06。

④深挖非主力層潛力，提高開發(fā)水平。林中九塊Ng45-7油層大面積分布，主力生產(chǎn)層NG46，NG42小層全區(qū)內(nèi)零星分布。近兩年，在井網(wǎng)完善的井組內(nèi)注重了深挖非主力層潛力，挖掘剩余油，提高區(qū)塊采收率的工作，下步對5口井補(bǔ)孔NG42：LN4、LZ14-6、LZ14-10、LZ14-14、LZ14-18。

⑤實(shí)施水井分注，提高分注井分注率。注水開發(fā)的油田，由于層間滲透率的差異，導(dǎo)致層間矛盾突出，精細(xì)注水顯得尤為重要，為此對重點(diǎn)井組水井由籠統(tǒng)注水改為分層注水，提高水驅(qū)油效率，下步計(jì)劃對兩口水井實(shí)施分注：LZ15-4、LZ12N14，預(yù)計(jì)日增油6 t。

6 總結(jié)與認(rèn)識

通過對林樊家油田林中九塊的開發(fā)形勢分析，找出了目前開發(fā)中存在的主要問題，并提出下步潛力，為下步林中九塊的治理指明了方向，下步所提措施實(shí)施后，應(yīng)及時(shí)分析總結(jié)措施實(shí)施效果，今后仍要把林中九塊注采開發(fā)管理作為一項(xiàng)重要工作，加強(qiáng)油水井管理、完善注采井網(wǎng)，發(fā)揮每一口井的潛力，提高油田的開發(fā)水平，降低自然遞減率，使林中九塊長期保持穩(wěn)產(chǎn)。

參考文獻(xiàn)：

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