中原油田文卫采油厂 河南濮阳 457001
摘要：文卫采油厂油区位于东濮凹陷北端，目前已处于高含水开发后期。开发难度逐年加大，生产能耗也随之增加，通过运用油藏工程方法和油藏数值模拟等技术进行精细剩余油分布规律研究，细化水淹等级，找出剩余油挖掘潜力，变找剩余油富集区为找高耗水区，合理避水，达到节能降耗的目的。
关键字：水淹等级、剩余油挖掘、节能降耗
一、主要技术概况
文卫采油厂油区位于东濮凹陷北端，横跨中央隆起带和西部斜坡带两大构造单元，断裂构造极其发育。管辖着文明寨、卫城、马寨和古云集四个油田共46个开发单元，包括中渗极复杂、中渗复杂、常压低渗及裂缝砂岩四类油藏。截止2019年底，全厂石油地质储量9469×104t，动用含油面积51.6km2，标定采收率31.47%。截止2019年12月，日产油835t，日产水11287t，日注水12668m3，年产油28.97×104t，年产水411.87×104t，月注采比1.02，累积注采比1.12，综合含水93.1%，采出程度达到28.46%，已处于高含水开发后期。开发难度逐年加大，生产能耗也随之增加，采液过程年耗电量6127.07万度，折算能耗为7530.17吨标煤，注水过程年耗电量8174.72万度，折算为能耗10046.73吨标煤。
存在的主要问题：开发难度逐年加大，生产能耗也随之增加，采液过程年耗电量6127.07万度，折算能耗为7530.17吨标煤，注水过程年耗电量8174.72万度，折算为能耗10046.73吨标煤。
1、极高耗水层的存在，剩余油动用难度大。
经过30多年注水开发，各断块主体部分水淹程度高，地下水淹状况复杂，层间、层内矛盾突出，流线长期固定主流线已成高耗水带，形成“高速公路”，含水高达98%，采收率低，注水低无效循环。在不提高注采强度的前提下保持基本产能规模的难度非常大。
2、井况恶化，正常井网注采平衡遭破坏。
由于油田已进入高含水开发后期，井况损坏没得到有效扼制，因修复难度和费用逐年增加，累积事故油水井多，井况问题制约油藏的注采调整，稳产基础不牢。2019年新增事故井65口，其中油井26口，水井39口，损失水驱动用储量35.0×104t，影响日产量41.4t，累积降产4696t。
主要技术思路、核心技术：
对文卫采油厂各区块单井和井组进行评价分类；运用油藏工程方法和油藏数值模拟等技术进行精细剩余油分布规律研究，细化水淹等级，从五级水淹细化到六级水淹，界定含水级别大于97%的层为极高耗水层，找出剩余油挖掘潜力。根据剩余油研究成果对单井和井组进行效益挖潜或实施关停。
核心技术一是极高耗水层是影响水驱效率的关键，变找剩余油富集区为找高耗水区，合理避水。
具体研究方法如下：
研究技术流程
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1、开展精细剩余油研究，以油藏工程方法和数值模拟相结合，确定剩余油的空间分布，实现剩余油的定性到定量研究。通过历史井网恢复，分析单井单层不同开采阶段见水见效情况，刻画出小层分时注采流线及分层累计叠加流线，综合应用动静态资料，通过对单层潜力进行描述，对含水95-100%区间水淹等级精细划分，将含水95-97%之间的储量定义为潜力储量，对大于97%含水的储量定义为极高耗水层，为高含水开发后期油田提供调整的储量基础。
2、在剩余油分布规律和水驱状况评价的基础上，按注采井网对剩余油分布规律的适应程度，对井组注采效益进行分级评价。
3、运用分层渗透率、裂缝发育、沉积微相等物性资料，对注采井网较完善区，控强提弱调整注采井网，动用弱势方向的剩余油。对注采井网欠完善区，努力做到注水定量到层，定向有效驱替，提高井组注采效益。
主要做法有以下几点：
一低无效油水井治理，降低低无效液量和注水量。
通过对每口油水井地面、井筒、地下情况进行了认真仔细的分析，在立足于保持油田生产能力稳定、井网完整、地面系统完好、技术可采储量不损失的基础上优先制定了低效油水井具体的关停、间开等实施方案。对效益评价低无效单井和井组通过间开、油井堵水、填砂、调剖等治理措施控制生产能耗，降低注采过程产生的处理费用。
二低无效层治理，提高水驱动用程度。
针对构造复杂带及事故井区井网不完善，在精细基础研究的基础上，通过换井底、全井下四寸套射非极高耗水层完善注采井网；针对层间极高耗水层通过分注、重分、封堵等层间精细调整措施优化注水井段，提高分层动用。
三精细动态调配，提高水驱油效率。
对每个开发层系及每个注采井组的注采强度、注采比等进行分析，针对每个注水井的注水层段进行控强提弱调整，通过“推、压、拉”三种方式提高弱势层段动用程度，运用周期注水、变强度注水、层段轮注、预警式调水等措施实施控水增油，提高分层动用。
四精细管理，提高地面分注井时效。
二、资金来源
本项目为成本项目，资金来源为文卫采油厂措施费用。
三、主要工作量及工程进度
1、2020年间开井20口，间开前日产液49.6t，日产油10.8t，
含水78.2%，间开后日降液39t，日降产4t，累计降液0.95×104；
2、堵水15口，日降低低无效液量496t，日增油18t，累计降低低无效液量6.5×104t，累计增油2477t；
3、大修后避开极高耗水区生产差层井17口，日增油57t，综合含水85.4%，比周围油井含水低7.3个百分点，累计降低低无效液量2.53×104t，累计增油4550t；
4、实施分注、细分、调剖、堵漏、填砂等低无效水井治理措施89井次，日降低低无效液量219t，日增油55t，累计降低低无效液量6.5×104t，累计增油6361t；
5、105口高液量、高含水油井通过对应水井下调水日降低低无效液量282t，日增产70t，累计降低低无效液量7.1×104t，累计增油10318t；
6、对351口低效水井进行了下调水，日减少低无效水量6777m3，累降水量67.7×104m3。
四、节能效果及经济效益分析
通过项目实施，截止2020年底，全年降无效注水量67.7×104m3，年降无效液量23.58×104m3。
2019年油水井措施106口，投入资金额6989.5万元。
年节约污水处理费用=（67.7+23.58）万方×1.58元/方=144.22万元
年节约电量=67.7万方×13度/方+23.58万方×10.5度/方×1.2=1177.21万度
年节约电费=1177.21万度×0.75元/度=882.91万元
折合标准煤=1177.21万度×1.229 =1446.79吨
增油价值=2.37×104×3380=8010.6万元
故一年产生经济效益=144.22+882.91+8010.6=9037.73万元
故当年可收回投资成本，实现利润1752.73万元。能耗减排1446.79吨。
五、推广价值
本节能项目可适用于同类型高含水复杂断块油田。
六、投资回收期
投资回收期=6989.5/9037.73=0.77年。
参考文献：
[1]刘德华编著 油田开发规划与优化决策方法 北京：石油工业出版社，2007
[2]姜继水 宋吉水等著 提高石油采收率技术 北京：石油工业出版社，1999
作者信息：刘媛媛（1983-）女，工程师，从事油藏分析工作