□陈 杰 胡绪福

    胜利油田海上埕岛油田南区已开发26年，平均含水率逐渐升高，自然递减加快。2021年初，区块平均含水率达87.2%，平均单井日产油仅16.2吨。

    然而，区块仍有较大增产空间：一半以上的油藏剩余油饱和度超过50%。

    “这意味着区块剩余油比较富集，增产增效潜力较大。”胜利油田海洋采油厂科研所开发技术人员张在振说，“但这个区块注采井网20多年没有较大变动，注入水平面流线固定、层间注采不均衡，无效水循环问题突出。”

    为扭转埕岛油田南区开发形势，让油藏潜力转化成效益产量，技术人员综合分析该区块油藏特点、注入产出状况、地层压力分布及剩余油潜力，制定了优化提升方案。其中，埕北20井区、埕北20C井区注采井网重构成为“重头戏”。

    注采井网重构是指通过注采井网调整、层系重组、储层改造等措施，提高油层动用效率、增大驱油波及体积，从而提高开发效益和油藏采收率。

    埕北20井区于1998年投入开发，经过长时间注采生产，地层水驱流线固定，单向水淹严重，但部分井层剩余油富集，增产潜力大。

    技术人员重构埕北20井区注采井网，对两口井实施油水井井别转换、对两口注水井实施检修作业，共计卡封补孔12层，注水井层位配注调整10井层，改变注采流线12条。“一系列措施实施后，预计可增加水驱动用储量92万吨。”张在振说。

    治理低效油藏要因病施治、对症开方。与埕北20井区水淹问题不同，埕北20C井区的主要问题是地层亏空较大。该井区储层砂体连续性差异大，注采对应较差，部分小层只采不注，地层亏空逐年增大。该井区平均地层压降4.2兆帕，最大压降5.5兆帕，压降越大，表明地层能量越不足，严重限制了油井产能。

    为给埕北20C井区地层补充能量，技术人员有针对性地制定了注采井网重构方案：对3口井实施油水井井别转换、对1口注水井实施检修作业，共计卡封补孔8层，调整注采流线22条。“方案实施后，预计1年内井区平均地层压降减至2.5兆帕，可增加水驱动用储量约100万吨。”张在振说。

    注采井网重构后，埕岛油田南区油藏开发矛盾得到有效缓解，区块平均单井日产油由16吨增至20吨，平均含水率下降2.5个百分点，自然递减率下降5个百分点，累计增油2.1万吨。

    “我们要打好注采井网重构‘组合拳’，让注水井呈现最强‘助攻’、油井发挥最大‘火力’，充分挖掘老区剩余油潜力，让低效变高效、多产效益油。”海洋采油厂科研所副所长王明说。