转变开发思路推动油井增油提效

  胜利油田滨南采油厂针对部分储层含水率高，探索推行单井采单层开发模式，着力解决油井多层合采出现的问题，前8个月原油产量超计划运行
  [中国石化新闻网2024-09-18]日前，在单10块两口多层合采新井日产量未实现预期目标后，胜利油田滨南采油厂及时转变开发思路，优选该区块单10-斜174井进行单层开采，含水率明显下降，日产油大幅增加。
  这是该厂探索推行单井采单层开发见到实效的典型案例之一。今年二季度以来，针对油井多层合采造成高含水或低液低产从而制约效益开发的问题，滨南采油厂精细挖潜，优选油井进行单层开发，实现原油含水率降、产量升、效益增。截至目前，该厂累计实施单井采单层26口井，平均单井日产油量明显高于多层合采，前8个月生产原油130.86万吨，超计划运行。
  为完善单家寺稠油油田单10块馆陶组的井网，从去年6月起，滨南采油厂在这里部署新井28口，先期投产的2口新井采取多层合采方式开发，但由于含水率高，日产量均未实现预期目标。
  “这并非个例。高含水是一种现象，更是一种假象。”该厂地质研究所副所长战菲说，取芯井资料及大量实践证明，油藏的各个层之间存在储层渗透性、原油黏度、地层能量和含水等四大层间差异，多层合采井并不能真实体现油层含水状况，一口井高含水往往是一个层高含水，而不是所有层都高含水。
  在该理念指导下，滨南采油厂在单10-斜174井开发中，优选水淹程度最小、剩余油最多的小层，对其进行单层开发，配套复合工艺措施，开井后日产液量、日产油量均超预期目标，含水率大幅降低，效果显著。目前，该厂已逐步完善单10块新井投产单层开发技术体系，实现了油井产能高、建产时间短、投产费用降的全面升级。
  截至9月9日，滨南采油厂稠油新井实施单井采单层12口，平均单井日产油明显提升，含水率降低19%；稠油措施井实施单井采单层7口，平均单井日增油3.5吨，含水率降低14%。
  “这一理念同样适用于稀油油藏。”该厂地质研究所副所长王云祥介绍，稀油采取注水开发方式，因各个层之间渗透性差异较大，经过多年开采，注入水已沿着渗透性好的储层形成固定流线；渗透性差的层，因很少有水流过去，得不到有效开采，“主力层”潜力已不大，“非主力层”却还没出大力，开发潜力大。像渗透性差异一样，各层之间的原油黏度、地层能量和含水差异也会引起相互干扰，出现“1+1＜2”的情况。
  为此，滨南采油厂紧紧围绕高含水潜力认识的“五个不等于”进行精细挖潜，即区块高含水不等于每个部位都高含水、单元高含水不等于每口油井都高含水、油井高含水不等于每个层都高含水、油层高含水不等于每个韵律层都高含水、一个方向高含水不等于每个方向都高含水。
  以往，尚店油田尚9-斜232井同时开采4个小层，含水率高，日产油少。该厂通过对测井资料进行地质工艺一体化分析，封堵出水层，单采剩余油富集、渗透率相对较好的层。实施后，该井日产液量、日产油量均大幅提升，含水率明显下降。
  截至9月9日，滨南采油厂稀油新井实施单井采单层6口，累计增油2651吨；稀油措施井已实施单井采单层22口，累计增油2411吨。