强化动态分析减缓草递减

　　摘 要：草20块位于乐安油田东区，主要含油层系为上第三系馆陶组，是一个埋藏浅，岩性复杂，受构造和岩性双重控制的砂砾岩特稠油油藏。油藏类型为具有边水的高渗透、砂砾岩构造-地层特稠油油藏。本文通过动态分析，找出了影响其产能减缓的原因，并提出了治理对策.
　　关键词：动态分析；产能；治理
　　一、开发历程
　　1.1全面开发阶段：（90.1-94.12）该阶段主力层系馆二投入全面开发，区块保持高速开发，日油水平保持在750t/d，采出程度7.04%，平均采油速度1.39%，阶段回采水率91.7%。
　　1.2递减阶段：（95.1-03.6）该阶段于1996年Ng1井网得到初步完善，全区日产油水平有所回升，但因明显受到边水影响，区块整体呈快速递减趋势
　　1.3综合调整，低速开发阶段：（02.4-06.12）区块东部进行井网加密、层系调整等措施，采出程度1.99%，平均采油速度0.42%，阶段回采水率672%。
　　1.4扩边调整阶段：（07.1至今）该阶段对馆陶边部水平井扩边调整，区块日油水平保持稳定。阶段累积注汽131.0749×104m3，累积采油量47.6680×104t，累积采水量798.8346×104t，阶段油汽比0.36，采出程度2.95%，平均采油速度0.41%，阶段回采水率609%。
　　二、周期产能评价
　　区域位置：草20单元由于不同区域位置的储层厚度、原油物性、构造位置等差异，产能差异较大，分4个区域：草20西北部、中部、东部及草33单元。井型分布：草20馆陶老区目前总井110口，其中直斜井53口；2007年以来投产的边部薄层水平井57口.草20老区直斜井单井最高周期28周期，平均周期11周期。随周期延长，注汽量、生产天数、周期产油、油汽比呈＂两升两降＂的趋势。
　　草20老区2007年以来除去草33单元，边部薄层水平井共投产57口。 2013年草20老区产能6.0万吨，其中水平井完成3.71万吨，占总产能的61.8%。水平井周期递减大，年产量逐年降低。 草20东部水平井24口，受东区储层物性影响，周期产油最高仅828t，最高周期数13周期，随周期数增加，单井周期产油和油汽比降低，周期含水波动，周期递减9.2%，目前开井17口，日油水平37.6t/d，年产油1.17万吨，占全年的19.5%。草20西北部储层厚度6-8m，有水平井29口，初始周期产油1324t，最高周期数8周期，随周期数增加，周期递减28.4%，含水上升快，由81.9%上升至96.9%，油汽比降至0.09，目前开井27口，日油水平90.8t/d，年产油2.54万吨，占42.3%。
　　三、存在问题及对策
　　3.1 老井高轮次吞吐，措施效果差
　　草20老区经过20多年的开发，老井周期吞吐轮次高，平均19个，最多达30个周期。周期内产量越来越小，含水越来越高，效益越来越差。平均单井日均油1.5t左右，油汽比仅0.2t/t。
　　对策：优化措施，分类运行：2013年草20老区共实施各类措施60井次，其中周期数小于5的井22口，单井措施年产量385.3t，周期数大于20的井4口，单井措施年产量仅有61.4t。 2014年多轮次井措施摸排原则：根据单井轮次情况、采出情况、动用情况优选潜力井，考虑经济效益，目前生产情况，对于低产正常生产井尽量维持生产。
　　3.2 受边低水影响，近年西部中部调整井递减快
　　草20区块受三方面来水影响。1、自身边水；2、潜山水。潜山底水充足，通过管外窜影响周边30多口井；3、草南注入水。且近年潜山底水和草南边水影响区域逐渐增大，边部部分油井含水上升，95%水线外推。西部投产水平井递减快，周期递减28.0%；中部投产井效果差，递减19.3%。
　　对策：实时监测动态，措施配套：目前西北部无自己边水侵入，含水上升快是受草南注入水过断层侵入影响。东边部井受潜山露头影响，但影响区域有限。 实时收集西北部井矿化度、含水和动液面资料，监测含水内侵动态。分析指进方向路径，采取提液、配套堵水措施等抑制边水影响。同时结合动液面情况分析，进一步明确边水突进的路径和方向。
　　3.3 东区井网不完善，油井利用程度低
　　草20东部共投产水平井24口，累油6.598×104t，单井累油3881t，日均油2.9t/d。目前停井7口，累油8547t。草20东区直斜井共51口，累油64.96×104t，单井1.27×104t； 其中开井18口，累油23.84×104t，单井1.32×104t； 停产共32口，累油41.12×104t，单井累油1.24×104t。
　　对策：剩余油再认识，潜力扶停：根据草20东区井网不完善情况，结合井况分析，7口水平井采出程度低，但由于受砂埋、套破及钻井因素影响，扶停难度大。下步计划优选直斜潜力井扶停。由于该区井受草南边水影响程度相对低，但老井采出情况复杂，因此下步建议测SNP选择性扶停。目前已预注CO2扶停1口（注50吨CO2），草20-8-斜081井，效果有待跟踪。
　　3.4 剩余储量位于区块边部，品位差
　　自2008年以来，在草20区块原开发动用8m线以外，利用薄层水平井技术进行分层开发，草20老区新钻水平井60口，实现了老区400余万吨边部薄层储量的动用。
　　目前草20东部边部区域无井控制，但该区域层薄（<6m）、丰度低、泥质含量高（>10%）、敏感性强、油井注采两难。
　　对策：方案配套，完善井网：草20东南部馆陶组位于整个草20馆陶组冲积扇的边部，目前馆一、馆二层有效厚度1-3m区域有80万吨储量处于无井控制状态，其中馆一层56万储量未动用，下步计划在该区实施水平井完善调整，配套二氧化碳降粘增能，预计部署新井11口，建产能1.375万吨。
　　3.5 高含水井增多，堵水工艺配套难度大
　　草20老区目前水平井57口，统计含水其中含水大于95%水平井22口，占开井数的38.6%，高含水问题极大制约了水平井开发效果。对策：提堵结合，综合治理。