降低马寨油田自然递减率

降低马寨油田自然递减率

薛玉

中原油田文卫采油厂 ，河南 濮阳 457001

摘要：自然递减率，是单位时间内产量变化率或者单位时间内产量递减百分数，反映油田老井在未采取增产措施情况下的产量递减速度。自然递减率越小，说明稳产形式越好。

关键词：自然递减率；井网；水驱控制；层间

1 引言

马寨油田位于东濮凹陷西部斜坡构造带的北端，整体形态为一鼻状构造。包括卫94、卫95块、卫305块等6个开发单元。含油面积 10.3km² ，地质储量 1544.8ⅹ10⁴t，标定采收率：25.34% ，主要含油层位沙三下、沙四。

马寨油田1989年8月投入开发，目前已有三十年的开发历程，近几年由于井况损坏加剧等原因，马寨油田开发效果变差，产能大幅下降，截止到2020年12月，马寨油田自然递减率由2021年12月的12.19%上升至18.99%，稳产形势变差。如何采取合理的方式提高产能，实现效益开发，是摆在地质人员面前的一道难题。

2 原因分析

经过分析，得出以下六个末端因素

（1）井况恶化受控差

马寨油田目前影响开发事故井77口，其中油井21口（带病生产8口，关井13口），水井56口（带病注水井28口，关井28口），减少水驱控制储量143.1×10⁴t；损失水驱动用储量100.2×10⁴t。与2014年相比，油井开井数由122口下降至112口，受控井数由103口下降至96口，非受控井数由19口上升至23口，减少油量1022t，降低自然递减2.6个百分点。故确定该因素为要因。

（2）井网损坏不完善

由于油水井损坏严重，原有的注采井网遭到严重破坏，油藏水驱控制、水驱动用储量大幅度减少。减少油量915t，降低自然递减2.4个百分点。目前卫95块沙三下4油井总共17口，其中带病生产4口，事故关井4口，事故率47.1%。水井总共16口，其中带病生产5口，事故关井8口，事故率81.3%。故确定该因素为要因。

（3）层间非均质严重

层间非均质是划分开发层系，决定开发工艺的依据。马寨油田各井渗透率平均值差异很大，从1.12mD～205mD之间，绝大多数井平均值小于100mD，部分井平均渗透率值小于10mD ，渗透率级差：主要集中在10～100之间，部分大于100。渗透率突进系数:大于2.0的占95%。 渗透率变异系数:0.23～0.93之间，在0.5以上占86.78%，其中大于0.7的占51.24%。故确定该因素为要因。

（4）流场老化控水难

通过调查发现，马寨油田由于流场老化，共有6个井组含水上升，减少油量897t，降低自然递减2.3个百分点。例如卫305块305-21井区，由于流场老化，油井卫305-20、305-22、305-36井含水均在95%以上，常规调水控水难。故确定该因素为要因。

（5）构造复杂难完善

马寨油田卫334和卫349块因储层不稳定、尖灭快、构造复杂，导致水井注水不见效，油量下降快，减少油量1038t，降低自然递减2.7个百分点。

卫334块油井总井数11口，南部区域注采不见效井4口，初期平均单井日产液5.7m³，日产油4.3t，目前平均单井日产液2.3m³，日产油0.3t，累产油1282t。故确定该因素为要因。

（6）剩余油认识不清

剩余油在纵向和平面的分布,为油藏的挖潜研究提供可靠的基础。分别应用定性和定量的方式研究油藏的剩余油分布，绘制和模拟出了卫95块剩余油分布图，很直观的看出剩余油的分布情况，经过分析：沙三下1：石油地质储量22.23×10⁴t，采出程度31.27%，S3X12小层动用较好；沙三下2：地质储量211.68×10⁴t，采出程度32.10%，S3X22、S3X25小层动用较好；沙三下3：地质储量66.48×10⁴t，采出程度40.25%，S3X33、S3X34小层动用较好；沙三下4：地质储量249.31×10⁴t，采出程度35.05%，S3X44、S3X45小层动用较好；沙三下5：地质储量89.08×10⁴t，采出程度33.29%，S3X5²、S3X5⁴小层动用较好；沙三下6：地质储量28.23×10⁴t，采出程度26.22%，整体动用相对较差；沙三下7：地质储量47.73×10⁴t，采出程度38.91%，S3X7¹、S3X7³小层动用较好。故该因素为非要因。

3 对策实施

1、完善注采井网，提高油井受控率

卫95-150井区原井网两注三采，由于水井卫95-159事故，变为1注3采，卫95-152、95-150、95-193三口油井单向受控，产量下降，小组成员通过剩余油+效益评价，认为该区存在一定的剩余油，于是通过事故水井卫95-159换井底分注，恢复2注3采注采井网，2口油井双向受控，新增流线2条，井组累计增油659t，控制自然递减率1.8个百分点。

2、层间立体调整，重构层间注采井网

该井区由于水井卫330事故，导致沙三下4无水井注水，对应油井能量下降。2021年1月卫330大修下4寸套恢复：优选沙三下3-5二三类层注水，井距控制在150-200米，调整流线5条、对应油井见效：日产油由6.6t上升到8.9t， 日增油2.3t，累增油672t，控制自然递减率1.9个百分点。

3、强化见效培养，提高层间动用程度

针对层间非均质严重的井，开展变强度注水和井组联动调水，2021年共实施水井动态调配106井次，20口油井见到调配效果，累计增油2347吨，控制自然递减率6.5个百分点。

4、转角度、调流线，控制含水上升

该井区流场老化，三口油井含水均在95%以上。通过流场调整，卫305-20井转注，拉大一类层井距，转角度30°注水，优化流线，形成两注两采的注采井网。卫305-侧38井2021年5月补孔沙三下9，28、未解、33#，7月酸化后，见效，日增油1.5t，累增油171t，控制自然递减率0.4个百分点。

5、探索小断块补能，提高单井产能

针对有一定的地质储量，油井初期有一定产能，转注后对应油井长期不见效，实施原层位回采。例如：卫334-8井2003年5月压裂，初期液量18.9t，油量14.7t，含水22%，累产900t。 2004年4月转注，累注30300m³，2015年1月停。2021年2月酸化回采，日产液10.6吨，日产油2.6吨，截止11月底累计采油256t，控制自然递减率0.7个百分点。为复杂小断块油藏提供了新的开发思路。

4 效果评价

通过实施换井底、大修、补孔、回采和变强度调水等攻关措施（换井底1口，下四寸套1口，转注1口，回采1口)，截止到2021年12月马寨油田水井措施增油1758t，调水增油2347t，累计增油4105t，自然递减率-4.09%，与2020年12月自然递减率18.99%相比，降低23.08个百分点。

当年措施成本加运行成本170万元，预计到12月底增油1758t,原油价格按3975元/吨，新增产值698.8万元，综合效益528.8万元。

5 总结

（1）转角度、调流线方式是改善老区开发的有效方式之一。

（2）小断块补能是复杂小断块提产能的经济有效方式。

参考文献

【1】杨科,刘钦节.油气资源开发概论.北京:中国矿业大学出版社,2015

【2】周海民,张国旗等.科学勘探 精细开发.北京:石油工业出版社, 2004