摘要：寧海油田T62單元1982年發(fā)現(xiàn)并投產(chǎn)，先后經(jīng)歷了天然能量開(kāi)發(fā)、接近天然能量的邊緣注水開(kāi)發(fā)、細(xì)分層系高速開(kāi)發(fā)及特高含水期遞減等四個(gè)階段，2005年3月油井開(kāi)井2口、日產(chǎn)油6噸、含水97.18%、年采油速度0.05%、采出程度55.49%，油田進(jìn)入了特高含水開(kāi)發(fā)后期。2005年后對(duì)該單元進(jìn)行層間、平面、層內(nèi)的剩余油進(jìn)行潛力分析，通過(guò)補(bǔ)孔改層、套損井側(cè)鉆等措施重新建立單元的生產(chǎn)井網(wǎng)，目前單元油井開(kāi)井7口、日產(chǎn)油25噸、含水92.36%、年采油速度0.21%，采出程度56.04%，取得了很好挖潛的效果。
　　主題詞：T62單元，水淹程度，剩余油，韻律層，側(cè)鉆
　　1.單元概況
　　1.1區(qū)域地質(zhì)概況
　　寧海油田位于墾利縣寧海鄉(xiāng)黃河南展區(qū)內(nèi)，南臨東營(yíng)凹陷的北部，構(gòu)造上位于坨—勝—永斷裂帶西端，東南與勝坨油田毗鄰含油面積25km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1564*104t，是受多條斷層控制的復(fù)雜斷塊油藏。坨62單元是寧海油田的主力單元含油面積1.1km2，地質(zhì)儲(chǔ)量463*104t，是一個(gè)中高滲、低粘、低飽和度的砂巖斷塊油藏。
　　坨62單元儲(chǔ)層主要發(fā)育沙二段，油層平均有效厚度為33.1m，原始孔隙度27.6％，平均滲透率為1.347μm2，原始含油飽和度69％，縱向上沙二段開(kāi)采層位為1-7砂層組，包含32個(gè)小層。7個(gè)砂層組自上而下分別為：1-3砂層組為河流相正韻律沉積，以中細(xì)砂巖為主，顆粒較為均勻；4砂層組為三角洲平原復(fù)合韻律沉積，以粉砂巖為主，顆粒較為均勻；5-7砂層組為三角洲前緣反韻律沉積，頂部為細(xì)礫—含礫粗砂巖，中部以中－細(xì)砂巖為主，下部為粉砂巖為主，顆粒均勻，平面上5砂層組的各個(gè)小層、61、62、71、72小層分布穩(wěn)定。
　　單元主力油層10個(gè)：41、51－3、61－3、72－4儲(chǔ)量占單元總儲(chǔ)量的84.5％，主力層分布穩(wěn)定，大面積連通，油層厚度大，滲透率高，邊水水體大，能量充足；非主力油層22個(gè)：11－5、21－5、31－5、42－5、71、75，具有面積小，連通差，厚度薄，能量低的特點(diǎn)。
　　1.2開(kāi)發(fā)歷程
　　寧海油田1982年10月投入開(kāi)發(fā)，1982年12月完成了初期生產(chǎn)井網(wǎng)，1983年4月制定并實(shí)施了坨62斷塊沙二段初期注采方案，1983年8月開(kāi)始注水；1984年4月編制了沙二段開(kāi)發(fā)方案，采取頂部密，邊部疏的不均勻井網(wǎng)，采取接近天然水驅(qū)的邊緣注水方式，分沙二1-4、沙二51-3、沙二61-72、沙二74-5四套開(kāi)發(fā)層系，油田主要經(jīng)歷了以下四個(gè)開(kāi)發(fā)階段：
　　第一階段：1982年8月—1983年8月為天然能量開(kāi)采，動(dòng)態(tài)特點(diǎn)是：1.油層大段射開(kāi)，單井初期產(chǎn)能在百噸以上；2.高速開(kāi)采條件下，無(wú)水采油期短，邊部井見(jiàn)水快；3.地層壓降大，天然能量不足。
　　第二階段：1983年9月—1984年3月為注水初期開(kāi)發(fā)階段，1983年9月T62-11、T62-13轉(zhuǎn)注后，坨62單元開(kāi)始投入注水開(kāi)發(fā)，采取邊外注水，邊部一二級(jí)油井見(jiàn)效，含水上升快，產(chǎn)量遞減快，地層壓力下降。
　　第三階段：1984年4月—1993年12月為中高含水高速開(kāi)發(fā)，該階段是以電泵為主的強(qiáng)化開(kāi)采，并收到很好的增油效果，但含水上升較快，階段初期含水為29.1%，階段末為94.4%，采油速度高達(dá)4.2%，但地層壓力下降大的矛盾也暴露出來(lái)，由于轉(zhuǎn)注水井投注晚，因此強(qiáng)采后壓降下降過(guò)快，地層能量補(bǔ)充始終未能跟上高速開(kāi)發(fā)的需要，導(dǎo)致產(chǎn)量出大幅度遞減，含水大幅度上升。
　　第四階段：1994年1月—為特高含水調(diào)整開(kāi)發(fā)，針對(duì)階段初產(chǎn)量遞減加大，含水上升速度加快這一問(wèn)題重點(diǎn)進(jìn)行了以完善井網(wǎng)，協(xié)調(diào)注采關(guān)系為主要內(nèi)容的注采調(diào)整工作，單元見(jiàn)到一定的效果，年自然遞減率一度由1994年的21%下降到1996年的8.38%。1998年由于處理三采注聚污水，使單元水淹程度進(jìn)一步加劇，尤其是主力層的電泵井，平均含水在97%以上，對(duì)此結(jié)合低效電泵井的治理進(jìn)行了一系列的注采調(diào)整工作，使單元含水下降，但由于電泵井減少，大幅度降液，導(dǎo)致單元產(chǎn)量遞減較大。2005年3月單元開(kāi)井2口，含水97.18%，日產(chǎn)油僅6噸，年采油速度0.05%，采出程度55.49%，同時(shí)井況復(fù)雜，套損井增多。
　　2.單元面臨的主要問(wèn)題
　　單元自1982年投產(chǎn)以來(lái)，經(jīng)歷了20多年的開(kāi)發(fā)，目前已經(jīng)進(jìn)入了后期開(kāi)采階段，隨著時(shí)間的延長(zhǎng)，單元面臨的問(wèn)題是越來(lái)越多。
　　2.1單元采出程度高、水淹嚴(yán)重
　　2005年3月，坨62單元的采出程度高達(dá)55.49%，高出了國(guó)內(nèi)外水壓驅(qū)動(dòng)油藏最終采收率30-50％經(jīng)驗(yàn)值，特別是主力層，絕大部分已經(jīng)超過(guò)了56%。隨著采出程度的增加，油層的水淹狀況也越嚴(yán)重，坨62單元西高東低，東部邊水水體大且活躍，油井大多分布在頂腰部、水井大多分布在東側(cè)靠近腰部，長(zhǎng)期以來(lái)一直是采取邊部注水，油井一直是單向受效，加之開(kāi)采初期的強(qiáng)注強(qiáng)采，造成平面上高度水淹。特別是自1998年3月起消化三采的注聚污水，水井長(zhǎng)期放大注水，導(dǎo)致了平面固有矛盾的激化，油藏水淹程度進(jìn)一步加劇，其中主力油層含水大于95%的井?dāng)?shù)占總井?dāng)?shù)的84.8%，射開(kāi)厚度所占比例為87.7%；非主力油層含水大于95%的井?dāng)?shù)占總井?dāng)?shù)得64.6%，射開(kāi)厚度所占比例為64.9%。
　　2.2層間差異大，措施工藝復(fù)雜
　　2.2.1射開(kāi)層系多，井段長(zhǎng)，強(qiáng)采導(dǎo)致底水推進(jìn)快
　　坨62單元有7個(gè)砂層組，32個(gè)含油小層，在開(kāi)發(fā)初期全井油層大段射開(kāi)，采用以電泵為主的強(qiáng)化生產(chǎn)方式，初期取得了不錯(cuò)的增油效果，但無(wú)水井補(bǔ)充地層能量，地層虧空體積大，造成底水推進(jìn)含水上升迅速，例如T62-37井，全井沙二段共射開(kāi)18個(gè)含油小層，包括：21、23、25、34、41、42、43、44、51、52、53、61、62、63、71、72、73、74，射開(kāi)厚度47.7米，1984年5月投產(chǎn)全射沙二7，大泵高液量生產(chǎn)，6月開(kāi)始補(bǔ)孔合采下電泵，1989年全井含水到90%，后多次改層生產(chǎn)均高含水，1999年2月投其他單元生產(chǎn)。
　　2.2.2層間差異大，高含水后改層頻繁，造成堵炮眼、卡封井下工藝復(fù)雜
　　T62單元射開(kāi)層系多，層間差異大，高含水后，補(bǔ)孔改層頻繁，生產(chǎn)井經(jīng)多次作業(yè)、井下技術(shù)狀況異常復(fù)雜，上措施時(shí)卡封困難，堵炮眼有效期短，對(duì)層間潛力的認(rèn)識(shí)造成一定難度，在實(shí)際生產(chǎn)中因封竄導(dǎo)致油井含水上升現(xiàn)象時(shí)有發(fā)生，其次，由于層間差異大，單采低能量潛力層時(shí)，易出現(xiàn)高壓層水向低壓層倒灌的現(xiàn)象，油井排液時(shí)間較長(zhǎng)，造成了人力物力極大浪費(fèi)，影響了開(kāi)發(fā)效益。
　　例如T62-9井2005年10月全井堵炮眼射孔51上單采，11月砂卡檢泵后，由于封串再次堵炮眼、復(fù)射51上，2006年5月橋塞漏失，重新打橋塞生產(chǎn)，12月再次封串，作業(yè)發(fā)現(xiàn)44層封堵失效，套管縮徑，后進(jìn)行大修狹小套管生產(chǎn)，含水上到90%，由于工藝復(fù)雜、有效期短，很大程度上影響了該井的正常生產(chǎn)。
　　2.23套損井多，儲(chǔ)量損失大
　　坨62單元28口生產(chǎn)井中，有15口停產(chǎn)井，8口停注井，占單元總井?dāng)?shù)的82.1%。因井況問(wèn)題導(dǎo)致停產(chǎn)井7口，停注井3口，損失儲(chǔ)量61.55萬(wàn)噸，占整個(gè)單元儲(chǔ)量的13.29%，嚴(yán)重制約的單元儲(chǔ)量的進(jìn)一步動(dòng)用。
　　3.剩余油潛力分析
　　坨62單元進(jìn)入高采出程度階段后，根據(jù)單元開(kāi)發(fā)中所遇到的主要問(wèn)題，從精細(xì)認(rèn)識(shí)著手，結(jié)合當(dāng)前的開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀及各類監(jiān)測(cè)資料，進(jìn)一步搞清剩余油分布，做好潛力分析。
　　3.1層間潛力分析
　　坨62單元射開(kāi)油層多，層間差異大：主力層水淹嚴(yán)重，但73、74層的采出程度相對(duì)較低，有一定的潛力；次主力層水淹程度相對(duì)較低，其中1－3砂層組由于巖性差，面積小，厚度薄，井網(wǎng)控制差，尤其是34、35層采出程度低于25%，4砂層組由于斷層和巖性遮擋，仍有一定潛力，75層是剩余油富集的潛力層，無(wú)生產(chǎn)井，只有一口注水井，且吸水能力較差。因此在主力層高度水淹的情況下要保持單元穩(wěn)產(chǎn)，非主力層是下步挖潛的一個(gè)重要方向。
　　3.2平面潛力分析
　　平面上目前雖然已高度水淹，但是通過(guò)碳氧比測(cè)井資料、水淹圖、單元每米累采油圖等資料的分析發(fā)現(xiàn)，平面上局部地區(qū)仍然存在一定潛力，這些潛力主要分布在以下地區(qū)：
　　（1）個(gè)別動(dòng)用較差的井區(qū)：根據(jù)采出程度單元每米累采油圖，T62-63、T62-65、T62-91井包圍的井區(qū)，采出程度只有28.2%，而T62-55、T62-71、T62-7井包圍的區(qū)域采出程度只有34.2%，主要是兩個(gè)井區(qū)共有套壞井6口，儲(chǔ)量動(dòng)用差，累采油量少，剩余油潛力較大。
　�。�2）局部低滲區(qū)及斷層附近巖性遮擋區(qū)：斷層附近、巖性遮擋區(qū)的含水普遍偏低，是剩余油富集區(qū)。目前此類區(qū)域大部分都有井控制，但仍有個(gè)別區(qū)域如4砂層組頂部斷層附近、腰部巖性尖滅區(qū)，74層腰部巖性遮擋區(qū)，是下步挖潛的區(qū)域。
　　T62-35井區(qū)74層有效滲透率僅50毫達(dá)西，該井套壞前，日產(chǎn)油5.4噸，含水16%；T62-71井位于該層構(gòu)造高點(diǎn)，因?yàn)樘鬃冇绊懀?995年以來(lái)沙二1-4砂層組一直無(wú)井生產(chǎn)，儲(chǔ)量動(dòng)用程度低。
　　3.2層內(nèi)潛力分析
　　（1）對(duì)于1-3砂層組正韻律沉積的油層來(lái)說(shuō)，巖性上細(xì)下粗，底部滲透率高，自上變低，注入水容易沿底部大孔道水竄，使得油層底部嚴(yán)重水淹，頂部水淹程度相對(duì)較低，而寧海油田投產(chǎn)初期，在沒(méi)有避射的情況下，油層下部的水淹厚度加大，因而剩余油飽和度較低，對(duì)厚油層的避射仍是挖掘?qū)觾?nèi)潛力的主要方法。例如T62－37的SNP測(cè)井曲線顯示15層頂部的水淹程度較底部的低，通過(guò)對(duì)比將T62－63的14+5層采取了避射頂部1.6米單采的措施，初期含水75％，初增產(chǎn)能9噸/天，取得了不錯(cuò)的挖潛效果。
　�。�2）5-7砂層組為反韻律油層，儲(chǔ)量多，厚度大，主力層采出程度高，但剩余地質(zhì)儲(chǔ)量也大，其沉積特點(diǎn)為巖性上粗下細(xì)，注入水首先沿頂部滲透帶推進(jìn)，受重力及毛管力的影響，水質(zhì)點(diǎn)下沉最終導(dǎo)致注入水向縱向全面推進(jìn)，層內(nèi)水淹比較均勻，由于層內(nèi)巖性或物性?shī)A層段發(fā)育層內(nèi)往往形成2-3個(gè)韻律段，在每個(gè)韻律段的頂部是進(jìn)一步挖潛的主要部位。
　　通過(guò)對(duì)寧海做精細(xì)油藏對(duì)比，發(fā)現(xiàn)51層內(nèi)發(fā)育了穩(wěn)定的隔夾層，斷塊內(nèi)的24口生產(chǎn)井中發(fā)育有隔夾層及51上的井共11口（T62-1、T62-7、T62-9、T62-37、T62-55、T62-63、T62-63、T62-65、T62-71、T62-93、T87、T133）。
　　沙二51層內(nèi)的隔夾層為連續(xù)性泥質(zhì)隔夾層，平均厚度1.5m，在橫向上延伸長(zhǎng)，長(zhǎng)度超過(guò)600m；且51層鉆遇率超過(guò)80.3%，發(fā)育好，但厚度波及系數(shù)低，剩余油飽和度相對(duì)較低，存在較大的潛力。
　　4.采取的措施及效果
　　針對(duì)坨62單元的潛力認(rèn)識(shí)，在近期采取了堵炮眼、補(bǔ)孔該層、側(cè)鉆等措施，取得了很好的效果，油井開(kāi)井7口，日產(chǎn)油25t，含水92.46%，采油速度0.21%，采出程度56.04%.
　　4.1層間挖潛
　　通過(guò)對(duì)單元的層間潛力分析，我們展開(kāi)了非主力層34，35層的挖潛工作，通過(guò)累采資料以及水淹圖，我們了解在斷層附近及構(gòu)造高部位水淹程度低，且由于井況影響，套損井較多，長(zhǎng)期以來(lái)無(wú)井生產(chǎn)，潛力大。
　　2007年開(kāi)始積極尋找了一批套損井進(jìn)行側(cè)鉆對(duì)34、35層進(jìn)行挖潛，打了T62C71、T62C65、T62C63三口側(cè)鉆井，初增產(chǎn)能45噸/天，含水48.1％，特別是T62C71、T62C65初期日產(chǎn)油20噸，到目前三口井日產(chǎn)油13.8噸，含水89.4％，取得了不錯(cuò)的效果。
　　4.2平面挖潛
　　坨62單元主力層采出程度高、水淹嚴(yán)重，但73、74的采出程度低于單元的采出程度，存在進(jìn)一步挖潛的空間，我們通過(guò)SNP測(cè)井及水淹圖等資料分析并展開(kāi)挖潛：
　　（1）利用套損井側(cè)鉆挖掘平面潛力
　　2008年1月對(duì)T62-35井的74層展開(kāi)了側(cè)鉆，初期日產(chǎn)油4.6噸，含水22%，由于該井74層附近滲透率較低，而附近水井因管柱失效，造成該井目前處于低能量開(kāi)采，下步將通過(guò)酸化及水井工作提高該井產(chǎn)能，目前該井已累采483噸。
　�。�2）利用補(bǔ)孔改層挖掘平面潛力
　　坨62單元主力層水淹嚴(yán)重，但73的采出程度低，而在斷層附近水淹程度小。例如T168-1井，通過(guò)與鄰井的曲線對(duì)比T168-1的73層發(fā)育較好，通過(guò)鄰井的73層生產(chǎn)資料顯示，該井附近水淹程度低，補(bǔ)孔有較好的潛力。2006年8月對(duì)T168-1補(bǔ)孔73層合采，日產(chǎn)油從3.5t提高到16.9t，動(dòng)液面從測(cè)不出到井口，目前日產(chǎn)油仍有5噸，目前已經(jīng)累增6160噸，取得了不錯(cuò)的效果。
　　4.3層內(nèi)挖潛
　　針對(duì)層內(nèi)潛力，我們利用堵炮眼、避射的方式展開(kāi)層內(nèi)挖潛。2003年8月份先對(duì)T133井實(shí)施了單采51上的措施，日增油12.5t，含水由99.7％降為51％，改層后累增油3505t，說(shuō)明51層發(fā)育的泥質(zhì)夾層起了有效的遮擋作用
　　2005年我們對(duì)坨62斷塊的高含水大厚油51層進(jìn)行了細(xì)致的地層對(duì)比，將坨62斷塊的51層細(xì)分成了51上、51下，通過(guò)細(xì)分后的隔夾層等厚圖，并落實(shí)細(xì)分韻律層后的實(shí)際注采對(duì)應(yīng)狀況發(fā)現(xiàn)，51上動(dòng)用狀況差，有較大潛力。因此先后隔夾層發(fā)育、巖性好、構(gòu)造部位高的T62-37、T62-9井實(shí)施全井堵炮眼，重射51上單采的措施，并取得了較好的效果。措施初期日增油22.8t。通過(guò)對(duì)51韻律層挖潛，T133、T62-37、T62-9目前已累增油12783t。
　　4.4效果評(píng)價(jià)
　　通過(guò)以上的挖潛措施，T62單元的油井開(kāi)井?dāng)?shù)由挖潛前的2口提升到目前的7口，產(chǎn)能增加了19噸/天，含水下降了4.82%，動(dòng)液面上升了207米，年采油速度由0.05%上升到目前的0.21%，側(cè)鉆井恢復(fù)儲(chǔ)量控制10.2萬(wàn)噸，取得了不錯(cuò)的效果。通過(guò)對(duì)T62單元的采出程度與含水率關(guān)系曲線和甲型水驅(qū)曲線對(duì)比看出，措施挖潛后，單元的開(kāi)發(fā)形式比措施前的開(kāi)發(fā)形式好。
　　5.認(rèn)識(shí)及結(jié)論
　�。�1）寧海油田T62單元采出程度高，但在套壞井區(qū)和次主力層采出程度相對(duì)較低，是下步挖潛的方向；
　�。�2）強(qiáng)化單元的分析和認(rèn)識(shí)，通過(guò)SNP、PND測(cè)井等各項(xiàng)資料積極尋找剩余油潛力，采收率仍有進(jìn)一步提高的空間；
　　（3）針對(duì)T62單元井下技術(shù)狀況復(fù)雜的情況，借助特殊工藝是解決問(wèn)題的主要技術(shù)手段。

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