宋芳屯油田南部芳156區塊綜合挖潛措施研究

馮 博 （中石油大慶油田責任有限公司第八采油廠，黑龍江 大慶163514）

宋芳屯油田南部芳156區塊斷層發育頻度較高，砂體以片狀、窄條帶席狀發育為主，不連通及單向連通厚度比例高，平面矛盾突出，井間開發效果差異大，現井網依靠常規注水調整和措施改造難以改善區塊整體開發效果。為此，筆者對宋芳屯油田南部芳156區塊綜合挖潛措施進行了研究。

1 芳156區塊剩余油狀況分析

1.1 油層和薄差層動用狀況

芳156區塊平均單井發育厚度3.4m，單井發育有效厚度層數少 （僅為4.0個），單層發育厚度薄 （僅為0.86m）。單層有效厚度主要分布在0.5～2m之間，共有556層，占總層數的62.4%，占總有效厚度的64.2%；單層有效厚度大于2m的層有72個，占總層數的8.1%，占總有效厚度的24.1%。從吸水剖面看，油層動用程度較高，純砂巖動用相對較差。從各小層看，PⅠ1～PⅠ51層 （PⅠ指葡萄花油層Ⅰ油組）動用較好，平均吸水厚度比例96.8%，PⅠ52、PⅠ6層動用狀況較差，主要原因是砂體發育差，連通性差，有效鉆遇率低僅為25.7%、10.4%；從厚度上看，純砂巖吸水厚度比例較低，為61.3%。

1.2 區塊剩余油分布情況

根據芳156區塊油層組的實際發育情況，細分油層，確定模擬層自PⅠ1～PⅠ7共10層。目前區塊井間距離為300m，考慮井網加密后，井距可能縮小到212m，模擬網格劃分結果為201×377個，平均模擬網格為30m×30m，數值模型共有201×377×10＝757770個節點。

芳156區塊沉積相剩余油分布情況如表1所示。從表1可以看出，剩余油主要分布在三角洲外前緣相，其中主體薄層席狀砂、主體厚層席狀砂雖然采出程度較高，但是剩余可采儲量較大，是下一步挖潛的重點。三角洲內前緣相、濱湖淺水相發育有效厚度層數少，剩余油可采儲量較小，其中水下分流河道砂、砂壩砂發育有效厚度相對較大，采出程度較高，剩余可采儲量較小，主體席狀砂、主體灘地砂及非主體灘地砂有效厚度小，剩余可采儲量小，進一步挖潛余地小。

1.3 區塊剩余油類型

剩余油的分布受儲層性質、原始含油飽和度以及開發條件的影響。通過靜態資料和動態資料的綜合分析，逐井逐層確定了芳156區塊剩余油類型，即斷層遮擋型、注采不完善型、單向注水型、平面干擾型和層間干擾型。

1）斷層遮擋型 該類型剩余油存在于斷塊2側斷層發育區，由于斷層遮擋或存在尖滅區，在采油井或注水井之間的部位形成剩余油。該類型剩余油砂巖厚度168.3m，有效厚度136.3m，占總剩余油厚度的30.0%。

表1 芳156區塊沉積相剩余油分布情況

2）注采不完善型 由于砂體規模小及斷層遮擋，會造成平面上有采無注或有注無采。該類型剩余油砂巖厚度134.5m，有效厚度103.6m，占剩余油有效厚度的22.8%。

3）單向注水型 由于砂體規模小，油井只有一個注水受效方向而形成該類型剩余油，其砂巖厚度143.9m，有效厚度117.8m，占總剩余油有效厚度的25.6%。

4）平面干擾型 該類型剩余油大多分布于砂體相變部位，由于注水井或油井油層物性差，導致注水井吸水差或者油井產出差而形成該類型剩余油，其砂巖厚度108.0m，有效厚度84.2m，占總剩余油有效厚度的18.5%。

5）層間干擾型 該類型剩余油大多分布在薄差層，由于主力油層物性好，連通好，形成注水突進，導致薄差層得不到充分動用。該類型剩余油砂巖厚度17.0m，有效厚度13.9m，占總剩余有效厚度的3.1%。

2 綜合挖潛措施的實施

2.1 優化井網開展加密調整

通過經濟調整界限研究［1］，確定了區塊經濟極限井網密度、加密井初期經濟極限日產油、加密井平均經濟極限日產油、經濟極限累產油、經濟極限井距、布井有效厚度下限等 （見表2）。

表2 芳156區塊不同油價下加密調整經濟界限計算表

根據單井初期經濟極限日產量，確定油田不同部位加密井采油強度，即井網中心加密井采油強度為0.75t／（d·m），斷層附近及井網邊部加密井采油強度為0.83t／（d·m），通過計算得到不同油價下有效厚度下限 （見表3）。

表3 不同油價下有效厚度下限表

根據經濟界限研究結果，確定區塊加密方式為中心加密為主，輔以靈活加密方式，并結合油井轉注及長關油、水井的恢復利用，從而完善注采關系。具體調整方案如下：部署油水井130口，其中油井117口 （包含2口水平井、1口密閉取心井，注水井13口）；轉注老井23口。預測芳156區塊油井初期日產油1.8t，加密水平井的產能按周圍直井產量的3倍進行預測，生產時間300d，其產能規模為6.67×104t。

2.2 優化井型部署水平井

加密水平井對主力油層控制較好，控制面積較大，可以得到較高的初期產量，從而最大限度地挖掘剩余油［2］。結合芳156區塊剩余油分布特征，通過對已開發井儲層砂體逐層分析，加大水平井應用力度，進一步完善加密水平井剩余油挖潛技術。加密水平井具體布井條件如下：井區剩余油富集；存在2個或2個以上發育穩定、厚度相對較大的油層；單井地質儲量相對較高；部署井位后可形成較為完善的注采井網。在芳156區塊部署水平井2口，預測鉆遇水平段長度分別為600m和550m，預計地質儲量分別為3.7×104t、5.2×104t。

2.3 對老井進行綜合治理

對老井進行綜合治理的具體措施如下：①對與加密井連通的已關注水井恢復注水。預計共有8口注水井恢復注水。②針對加密水井、轉注井及恢復注水井連通的高含水低效油井，通過液流方向的改變增加水驅厚度或水驅方向厚度，可實施措施或恢復采油。預計實施措施13口，恢復長關井8口，預計年增油0.35×104t，調整后區塊采油速度由0.4%提高到1.0%，年注采比由1.1提高到1.3。

3 結 語

通過對芳156區塊油藏地質特征分析、油藏精細描述和開發效果分析，結合油藏數值模擬結果，對芳156區塊實施加密調整。通過井網加密與注采系統調整，統一考慮新老井，完善注采關系，充分挖掘剩余油，可以達到改善區塊開發效果、增加可采儲量的目的，同時能為編制同類區塊綜合調整方案提供技術支持。