爱华网1.概况 欢58块位于欢喜岭油田高垒带北部上台阶，西南部与千12块和欢127块相迭，东部与欢2块相邻，开发目的层为沙四上杜家台油层。欢58块油藏埋深1040～1210m，含油面积3.3km2，石油地质储量331×104t。其中主力块北块含油面积1.5km2，石油地质储量166×104t。 欢58块杜家台油层原油地下原油密度0.819g/cm3，粘度8.94mPa.s。截止到2010年4月，欢58块共有油井38口，开井14口，日产液135.8t，日产油26.6t，综合含水74.5%，采油速度0.29%，采出程度16.5%，累积产油57×104t，累产水43.6×104t；4口注水井全部停注，累积注水88.756×104m3，累注汽8.0×104t，累注采比0.96，累积地下亏空3.844×104m 3 2 .存在问题 油藏注采井网不完善。2010年5月，欢58块总井38口，开井14口，油井利用率仅36.8%，欢58块仅北块进行注水开发，共有13口井先后投转注水井，但由于水井回采、报废等原因，目前仅剩4口注水井全部停注，使油藏得不到有效的能量补充，注采系统不完善，影响油藏整体开发效果。 油井井况差。由于该块油层物性较差，油品性质差，油井采用蒸汽吞吐开采，由于套管钢级不够，高温高压导致套坏和套变严重。通过统计该块共有17口井由于井况问题而先后关井，油水井大修工作量大，严重制约了该块的正常开发。 开发层系混乱，注采井网的完善难度大。欢58北块杜家台上层系为欢127块兴隆台油层，早期由于井况等原因，共有10口井上返兴隆台油层。欢58西块上返井4口，合采井5口。欢16井区有6口井上返其它层系。 目前压力水平低。欢58块油藏原始压力为11.52MPa（1140m），分析以往注水压力保持在8MPa左右时开发效果较好，而目前由于注采关系不完善及水井停注等原因造成油藏压力较低，只有4MPa左右，因此，应该尽快恢复注水来保持地层压力。 3. 区块潜力分析 剩余油饱和度高。欢58块剩余油总体指标的研究选用了含油饱和度来衡量，计算方法采用物质平衡法，计算出欢58块杜家台油层目前平均剩余油饱和度为0.52。 剩余油分布。欢58块杜家台油层为一多套油水组合的断块油藏，从目前剩余油分布规律上看，平面上主要受构造、沉积相、注入水及边水影响，纵向上主要受储层物性、动用程度影响。 沉积相带不同，造成目前剩余油分布上的差异。由于油水井所处沉积相带不同，造成沉积储层的非均质，导致注入水在层间和层内不均匀推进，平面、层间、层内矛盾是多层砂岩油田在注水开发中必然要出现开发矛盾，与注水井处于同一有利相带的油井，水淹程度较高，其它油井则未见到注水效果，形成剩余油富集。 受边水影响，位于构造低部位的油井水淹严重，构造高部位则剩余油相对富集。 井网、注采系统的完善程度影响剩余油的分布。注采井网的完善程度直接影响水驱开发效果，注采井网完善的区域，水驱效果好，采出程度高，注采井网不完善的区域水驱效果差，采出程度低。 根据上述方法，我们确定了欢58块剩余油分布。整体来看，欢58块整体水淹程度较弱，剩余油富集区区面积占总含油面积的58％，弱水淹面积占总含油面积的28.1％，而中强水淹区面积较小，仅占总含油面积的13.8％。剩余油集中在构造位置较高、断层遮挡、主流线侧缘、储层物性相对较差及注采不完善部位。 水驱潜力大。根据累产油与日产油变化关系曲线预测，目前开发形势下，该块最终采收率为27.7%。通过水驱采收率公式预测，恢复注水开发后，预测该块水驱采收率平均值为35.32％。比目前能提高7.62个百分点，增加可采储量15.6×104t，因此欢58块水驱潜力较大，适合恢复注水。
4. 应用配套技术，实现欢58块全面复产 侧钻技术。对于欢58这样天然能量弱，我们主要利用侧钻技术挖掘锥间带剩余油，同时，考虑油藏早期受注水井影响，补充了一定的地层能量，确定在采出程度较低的区域作为有利的侧钻带。 欢2-51-36C原井1986年9月压裂投产，由于地层压力低，油井产量呈现下降趋势，1993年受欢2-51-37井早期注水影响，该井液量、含水明显上升， 95年1月因高含水关井，关前日产液26.7t/d，日产油0.4t/d，之后上返兴隆台油层。分析该井受51-37注水影响，地层能量得到一定的补充，侧钻回采杜家台油层具有较大的潜力。于2010年6月实施侧钻，位移55m，初期日产油8.5t，日产水9.4t，含水52.5％。目前日产油2.6t，日产水1.2t，含水21.3％,2011年9月转注，截止目前累积增油2051t。同年在欢2-51-36C井侧钻成功的基础上，在类似有利带侧钻8口井，累增油4497t。 大修复产技术。在剩余油富集带，优选采出程度较低，而因井况差关井的油井，实施大修复产。 欢127-75-475井早期投产杜家台油层，日产量较低，仅生产5个月上返莲花油层。尽管该井位于西块边部，尽管油层较薄，但采出程度较低，沉积环境好，具有复产潜力。2010年7月，通过大修注汽回采杜家台油层，射孔井段：1156.8-1198m，10.7m/5层，由于下入177.8mm套管，钢级N80能达到注汽条件，初期由于原油物性差，产量不正常，该井实施注汽，下泵后日产液15t/d，日产油10t/d，目前进入第三轮注汽，阶段累产油1211t。 截止到目前大修杜家台油层共4口，累增油1745t。 长停井补孔复产技术。2010年以来，我们在欢58块共实施长停井重新补孔投产井8口，累计增油2349t，取得较好的效果。其中欢2-50-038井补层后获得高产，初期日产油4.6t，日产水6.6t，目前日产油2t，日产水1.4t，累计增油1009t。由于地层压力较低，没有能量补充，措施产量下降幅度较大，我们转变观念，尝试转变开发方式来，为改善这一现状。 恢复注水技术。结合沉积相带分布特征，选择油层发育且产量高的井作油井，尽量转注油层发育且连通好的井作注水井。在全区设计注水井11口，其中转注9口井，复注2口，实施后该块共有油井23口，注采井数比为1：2.1。转注初期采用多井少注，增加注水井点，减少单井注水量的方式温和注水，单井注水量为30m3。2011年8月转注，截止到目前11口注水井全部转注，累注水5.1×104m3， 截至到目前已有4口井初步见到注水效果，日产由初期的15.6/4.2吨，上升到目前43/10.9吨，由于注水时间较短，四口井增油534吨。其中：2011年10月，受23-33C注水影响，欢2-50-036井液量、含水上升，日产由2.1/1.5吨上升到目前16.3/4.6吨，增油396吨；2011年11月，受55-36注水影响，欢2-55G35井受效，日产由9.3/1.7吨上升到目前15.2/3吨，增油105吨；2011年11月，受22-37C2影响，欢2-51-37井受效，日产由2.1/1.5吨上升到目前10.5/5吨，增油189吨；2012年1月，受51-更039注水影响，51-038井受效，日产由4.2/1吨上升到目前8.5/2吨，增油33吨。 5.效益分析 自2010年5月以来，通过各项技术开发，累增油0.8645×104t，扣除投资和采油成本，按油田公司经济效益计算方法，目前已创效1182×104元。恢复注水开发后，预计未来10年增加采油量10×104t，未来创经济效益9936.25×104元 经济效益计算公式： E=（1-30%）×F×Q×（P－T-C）－I ＝0.7×0.9×9179×（3936.25-95.6-500）-750 ＝1182×104元 欢58块在注水未波及、井网不完善、构造高部位，采用侧钻、大修以及补孔复产等技术，取得了较好增产效果。 欢58块目前压力水平低，恢复注采井网，补充地层能量，是提高区块采收率的必要手段。 通过应用侧钻、大修、补孔以及恢复注水等配套技术，欢58块油、水井利用率均达到70%以上，基本实现了欢58块全面。 参考文献 [1]黎文清，李世安主编.油气田开发地质基础（第二版）.北京：石油工业出版社，1993 [2]胡博仲主编，采油技术问答. 北京：石油工业出版社，1995 [3]姚为英，欢北杜家台低渗油层精细油藏描述研究，特种油气藏，2007.14
