大慶油田薩中開發區水驅精細挖潛實踐與認識

苗厚純，闞春玲 （中石油大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍江 大慶 163111）

大慶油田薩中開發區北一區斷東高臺子油層1982年10月投入開發，含油面積25.31km2，地質儲量7076×104t，共有油水井374口。治理前，區塊主要存在以下4方面問題：一是單段層數多，層間干擾大；二是儲層動用程度相對低，薄差層作用得不到充分發揮；三是長關井多，注采關系不完善；四是“三高兩低”采油井比例較大。這4方面問題導致了區塊含水上升速度快，自然遞減大[1－2]。因此，針對具體問題采取有針對性地解決方法是搞好水驅精細挖潛的關鍵。

1 精細挖潛的具體做法及效果

結合區塊特點，確定了精細挖潛的總體思路是利用儲層細分沉積微相和剩余油精細研究成果，優化“分、治、提、控”方案設計，通過加大細分注水力度，確保注夠水、注好水，加強套損井和長關井治理，完善井組注采關系，深化采油井控水挖潛措施，不斷挖掘增產潛力，抓好開發過程中精細管理，提供穩產有力保障。

1.1 精細油藏研究，為調整挖潛提供地質基礎

在細分沉積微相研究的基礎上，發展和完善了單砂體識別與劃分技術，在高臺子油層的動態分析調整中，發揮了不可替代的指導作用。

（1）通過細分沉積微相，使砂體認識更加清晰。精細劃分與識別沉積微相，將砂體類型由原來的3種細化到6種 （見圖1），使對砂體的描述更加清楚。

圖1 沉積微相的細分及窄小河道的描述

（2）通過相控建模，精細刻畫儲層非均質特征、精細模擬和量化平面剩余油分布。在細分沉積微相基礎上進行的相帶擬合，使得對儲層非均質的刻畫更加精細，在此基礎上進行的模擬結果更加可靠，為指導精細挖潛提供了更加準確的調整依據。

（3）通過單井模擬注產剖面，輔助油藏動態監測。實際生產中實測的單井注采剖面資料非常有限，利用數模形成的模擬剖面，可以輔助單井措施方案制訂。

（4）通過細化單元潛力，明確提控方向。依據數模結果，確定了區塊以挖潛為主的潛力單元7個，以控水為主的潛力單元18個，以挖控并重的潛力單元50個。

通過精細油藏研究，實現了儲層數字化描述由宏觀到微觀、由平面到立體、由半定量到數字化；實現了儲層剩余油定量描述由靜態到動態、由模糊到清晰、由定性到定量，為精細挖潛提供了準確的地質資料和科學的開發調整依據。

1.2 落實開發調整潛力，制定 “分、治、提、控”對策

根據宏觀的開發調整潛力，同時結合油水井井況、生產動態，按照完善注采關系、提高動用程度、保持注采平衡、實現控水穩油的原則，以井組為單元確定 “分、治、提、控”對策，在精細注水和精細措施挖潛上加大力度。

1.2.1 細分注水做法及效果

按照 “量化細分標準、落實細分潛力、研究細分方法、實施保障措施、達到細分效果”的技術思路，實現動用程度不斷提高。

1）細分注水標準 2004年開展了12口井先期細分注水試驗，試驗中通過增加分層注水井的層段數、控制段內小層數、控制段內厚度、控制段內滲透率差異，使動用程度提高了21.0%，尤其是小于0.5m的表外儲層，提高幅度更大。由此，開展了滲透率變異系數、段內小層數、段內砂巖厚度3項參數與動用程度之間的相關性研究。研究表明，當變異系數控制在0.7以內、小層數控制在7個以內、砂巖厚度控制在8m以內，動用程度可以達到80%以上。從而形成了 “7788”細分注水技術標準，實現了細分注水由定性到定量的轉變。

2）細分潛力分析 對照 “7788”細分注水標準，示范區雖然分注率較高，達到99%，但細分程度較低，其中不符合 “7788”細分標準井72口、153段，占注水井總數的84.3%，根據高臺子油層井段長、層數多的特點，這部分井是細分調整的重點。

3）細分注水方法 以單砂體識別、輔助注采剖面為支撐，精細分層注水方案，實現分注層段相對合理。對于剖面資料顯示吸水比例高、砂體發育為河道砂體組合層段，限制注水；剖面資料顯示吸水比例低、砂體發育為薄差層砂體組合層段，加強注水。針對細分不能解決的問題，采取細分與淺部調剖相結合、細分與雙定雙換相結合、細分與措施改造相結合、細分與周期注水相結合，探索了一套特高含水期以細分為基礎的有效注水新方法，確保實現 “注夠水、注好水”。

4）細分注水效果 示范區單井分注段數由4.3段增加到6.2段，增加了1.9段，段內小層數由8.9個減少到6.2個，減少了2.7個，7段及以上井60口，占注水井總井數的62%。通過精細調整，示范區一次吸水比例達到91.1%，連續三次吸水比例達到63.0%，周圍148口采油井受效，平均單井日產液上升2.6t，日產油上升0.6t，含水下降0.5%，沉沒度上升14m。

1.2.2 綜合治理做法及效果

通過加強長關井、低效井、套損井3類井治理，完善井組注采關系、增加單井產油能力。示范區共有高關、套損、低效井48口，通過分析成因，搞好治理挖潛。

1）綜合治理方法 以高關井為例，區塊高關井呈條帶性分布，高含水層為平面非均質性強厚油層，在綜合治理上主要依靠井組匹配調整技術實施治理。例如，高107-37井，2000年4月關井，關前日產液69t，日產油2t，含水97.1%。經過匹配調整，在采油井連續實施壓裂、換泵措施的同時，周圍注水井隨之進行相應的調整，日產油達到19.1t，含水降到85.9%。

2）綜合治理效果 應用井組匹配調整技術 ，示范區共治理高開井16口，相應注水井調整42井次，平均單井恢復油量3.5t，含水下降2.7%，累計恢復油量3.47×104t。

1.2.3 提液做法及效果

從潛力分析入手，以精細油藏研究為指導，以提高單井產量為目標，通過注水培養、方案優化及跟蹤調整，最大限度挖潛剩余油。

1）提液方法 一是在壓裂上，按照研究確定的選井、選層標準和挖潛技術途徑，通過加大細分壓裂力度，優化措施工藝及參數，實現單井壓裂增油5t的目標。二是在采油井補孔上，基于精細地質研究對河道砂體的精細刻畫，通過對剩余油富集區補孔實施措施挖潛。

2）提液效果 示范區3年共實施補孔、壓裂、換泵等措施83口，取得了單井日增液38.6t，日增油4.0t，含水下降0.9%的好效果 （見表1）。

表1 北一區斷東高臺子示范區采油井措施效果匯總表

1.2.4 控水做法及效果

借助多學科一體化研究成果，通過認清砂體發育、剩余油分布、注采對應關系 “三個狀況”，實施控水挖潛。

1）控水方法 依靠高水淹通道的識別與控水挖潛技術，在控制全區含水上升速度的同時，挖潛剩余油。多方向高含水注水井細分控注，控制高滲透層吸水；單方向高含水采油井堵水，控制高含水層產液。

2）控水效果 示范區3年共實施采油井堵水32口，平均單井日降液27.1t，日增油0.3t，含水下降1.5%。

1.3 強化日常管理，搭建油田開發基礎工作管理平臺

按照 “三精四細五提高”的思路，建立 “油田開發基礎工作管理平臺”，實現潛力分析到塊，措施方案到井，責任落實到人，形成全方位、立體化、信息化的油田開發精細管理模式，應用管理平臺，實現了示范區精細管理的規范化、常態化、定量化，關鍵環節實時受控。

2 結論及認識

（1）3年的精細挖潛，示范區成效顯著，實現了穩油控水目標。3年來，以細分為主的精細注水結構調整增油比例占42.6%，以長關井治理為主的精細管理增油比例占29.0%，以壓、補、換為主的精細措施挖潛增油比例占28.4%。

（2）實現了 “2個提高”：采收率提高、投入產出比提高。通過水驅特征曲線預測，示范區預計提高采收率2.37%。3年多產原油21.29×104t，投入產出比達到1∶5.89。

（3）示范區的成功經驗，不僅引領了水驅技術發展、管理模式創新和開發水平的提升，更重要的是探索了一條老油田高效開發的新途徑。

[1]劉丁曾 .大慶多層砂巖油田開發 [M].北京：石油工業出版社，1996.

[2]王玉普 .大型砂巖油田高效開采技術 [M].北京：石油工業出版社，2006.