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1、飞雁滩油田后续水驱综合调整的研究与实施中石化胜利油田河口采油厂聂聪白素彭春洋王政彭君摘要：飞雁滩油田自转后续水驱以来，聚合物驱增油量逐年降低，油田产量递减大。基于该油出剩余油相对富集采击程度仅31.78%,通过对剩余油分布、井网适应性、提液时机、出砂治理等各方面对油田进行系统性、全面的研究和调整，年自然递减下降6.76%,恢复水驱储量95万吨，改善了油田开发效果。关键词：飞雁滩油田；后续水驱；调整1飞雁滩油田综合调整的背景飞雁滩油田位于沾化凹陷埠东凸起的北斜坡带，在中古牛界局部低隆起的背景上发育的扁平鼻状构造，西高东低，构造
2、南翼较陡倾角3.5OC,北翼东翼缓倾角0.4-1.6OC.为一套砂泥岩互层的曲流河沉积相，主要含油层系馆陶组，包括Ngl4+5、Ngl6>Ngl7三个主力层，砂体一般厚3-6rrio为受构造、岩性双重因素控制的岩性构造油藏。探明含油面积20km2,地质储量2074×104to1991年投入滚动开发，2000年11月开始注聚，2006年9月转入后续水驱，标定采收率38.4%o(1)聚合物驱油增油量逐年下降，油田稳产难度大。聚合物驱年增油量在2005年达到最高峰20.5万吨，之后以每年2・4万吨的速度快速下降，平均每
3、年下降3万吨。(2)平均单井液量低仅62吨/日，根据无因次采液指数曲线,实际的比理论少54吨/日。(3)注水压力偏高，平均注水压力10.9MPa，仅比干压低l-2MPa,60%的水井压力高于10MPa,欠注井较多。(4)地层出砂严重,低液井较多。日液在40吨以下的单井有61口，占总开井数56%o2飞雁滩油田综合调整的主要内容2.1剩余油分布规律硏究根据注聚后钻更新、调整井资料,Ngl4+5、Ngl6.Ngl7三个主力层含油饱和度仍较高，均在40%以上，17层剩余油饱和度平均38%,剩余储量丰度40-100×104
4、t/Km2,剩余油富集区主要位于油层的边角区域和井网控制程度差、注采井网不完善的区域。Ngl4+5层平均剩余油饱和度45%左右，剩余储量丰度相对较高，为60-200×104t/Km2，主要处于油层有效厚度大的区域,层内上剩余油主要分布在油层中上部。重视对非主力层剩余油分布研究，在小砂体NgU层获得高产，埠128J井补孔初期单井日油达25吨/日，目前日油有15吨/日。2.2提升地层能量（1）在埠五注建成后，注水能量得到大幅度提高。逐步加大了注水量，注水量由建成前从5800m3提高到7000m3。（2）完善注采井网，
5、打更新水井2口，转注油井1口，长停水井恢复3口，油水井比由1.&1提高到1.6：1。恢复长停水井C128-9井，对应油井土呈126-4-10井见到了明显的增油效果，含水由91.4%下降至83%,日油由5吨/日上升至10吨/日，日增油5吨。（3）水井长效治理。加强冲换和分注、增注等工作，提高注水量增加注水量2011m3o年增油2119吨；多项对应率由65.5%上升到78%,注采对应率由92.2%上升到92.8%,恢复水驱储量95万吨。油田动液面由2009年年底840米恢复到最高770米，地层压降由2.2MPa减小到1.2MPa
6、,地层能量得到恢复。2.3提液适应性研究（1）转后续水驱提液时机研究。孤岛油田在转后续水驱后进行了提液，见到了较好效果；埋东东区在含水90%,采出程度29%时实施人规模提液见效明显，飞雁滩油田转后续水驱仅三年，目前采出程度31.78%,综合含水91.2%,正是提液有利时机。（2）提液重点放在注采井网完善、对应水井较多地区，有效避免单向快速水淹。飞雁滩油田层相对较薄，残留聚合物仍然起作用，注水压力较高，大幅度提注难度大，因此采取提注→提液→再次提注→再次提液的螺旋式上提模式。共实施下大泵、电泵、调
7、参38井次，累计增油7787吨。2.4注水模式研究实施差异化注水注水，划分为26个注水单元，根据每个注水小单元情况，制定不同的注采调整方案。共分为调水、提注、增注、分注、待完善、不稳定注水六类注水单元。2.5出砂治理飞雁滩油田一般采取高压充填防砂方式，在生产中存在防砂后液量低，地质条件与油井生产状况对应不上，作业吋充填工具内却无砂。通过油藏状况和作业现场分析，分析认为由于地层不断亏空，在残留聚合物作用下，游离的细砂逐步堵塞到隔缝管外所导致。因此在高压充填防砂的基础上，对注釆完善区釆取以拔防砂管柱排砂再防砂的模式，提高治理效果
8、。实施拔排13井次，初期日液量上升222吨,日油上升38吨/日,补砂6井次，日增油6吨/日。2.6一体化管理针对飞雁滩油田地处滩海，气候、环境条件恶劣，油水井的管理、清洁生产的难度大，且油井管杆偏磨严重的现状，加强地面系统与地层、井筒的一体化治理。实施泵径、参数优化，小泵加深3井次，调小冲
