葡萄花油層特低豐度儲量區塊高含水期治理方法探討

張 梅 （中石油大慶油田責任有限公司第八采油廠地質大隊，黑龍江 大慶163514）

1 區塊概況

肇州油田芳483區塊位于肇州鼻狀構造下傾部位的東翼，總體上為一向北東方向傾沒的斜坡，開發目的層為葡萄花油層。區塊動用含油面積6.7km2，地質儲量153.6×104t，可采儲量39.9×104t，儲量豐度22.93×104t／km2，儲層空氣滲透率55.1×10－3μm2，孔隙度19.6%，地層原油黏度為9.77mPa·s，為葡萄花油層特低豐度儲量區塊。芳483區塊于1999年11月投入開發，初期采用300m×300m反九點法面積井網同步注水開發，投產油井50口，水井21口，平均單井射開砂巖厚度5.0m，有效厚度2.3m。初期平均單井日產液4.8t，日產油4.6t，綜合含水4.2%。區塊投產2年后，含水上升呈現方向性，監測結果顯示該區塊存在近東西向的非貫穿型裂縫及高滲透條帶。為改善開發效果，2002～2006年先后轉注13口水井排油井，調整為線性注水井網，但因區塊內斷層發育頻度大，斷層切割作用使部分井組無法實現兩側線性注水，區塊含水上升速度未得到減緩。

2 影響區塊開發效果的因素

2.1 區塊地層條件差，措施余地小

區塊單井層數少，單層厚度薄，70%的井發育3～5個小層，全井有效厚度主要在1～4m之間，單層有效厚度在0.5～1.0m之間，78.4%的小層有效厚度小于1m。區塊單井鉆遇主力層數少，40%以上的油井只有1個主力油層 （有效厚度大于1.0m），層間接替能力差。儲層非均質性強，斷層發育頻度為2.40條／km2。區塊水驅控制程度87.6%，但主要以單側驅油為主，單側連通比例達58.7%，且油田開發進入高含水期，措施余地小。

2.2 區塊存在空白井區，儲量動用程度低

在現井網、井距條件下，芳483區塊內存在6個缺失井點區，未動用面積1.38km2，地質儲量31.6×104t，占總儲量的20.6%。這部分儲層目前井網難以動用，造成部分儲量損失，儲量動用程度低。

2.3 區塊井網適應性差，存在一定程度剩余油

芳483區塊調整成線性注水井網后，由于區塊內斷層發育，導致調整效果差，井網對砂體的適應性差。研究表明，芳483區塊存在一定程度剩余油，剩余油類型主要是有采無注型、單向注水受效型、注水井吸水差型和斷層遮擋型［1］，其有效厚度分別占總有效厚度的23.9%、58.8%、5.7%、11.6%，單向注水受效型剩余油最多。平面上剩余油呈局部分布和零散分布。縱向上剩余油分布存在較大差異，其中主力層PⅠ22、PⅠ3、PⅠ41小層 （PⅠ指葡萄花油層Ⅰ油組）剩余儲量相對較大，分別占總剩余儲量的17.1%、23.2%、24.3%，因而是后續調整挖潛的重點對象。

2.4 區塊整體低效，低產井比例大

芳483區塊開發至2007年進入提撈采油階段，油水井利用率低。區塊共有油水井71口 （油井37口，水井34口），關井49口，關井率為69%。其中油井關井21口，利用率僅為43.2%，水井關井28口，利用率17.6%。平均單井日產油0.3t，綜合含水77.9%，采油速度0.2%，區塊年遞減率25.6%，低效井35口，區塊整體低效，低產井比例大。

3 改善區塊開發效果的治理方法

3.1 靈活加密，提高井網適應性

針對芳483區塊存在的問題，采取如下解決對策，即通過縮小井距增加井網對砂體控制程度和建立有效驅動體系，新老井統一考慮，提高井網對砂體的控制程度，完善注采關系，充分挖掘主力砂體剩余油。應用數值模擬技術對加密方式優選，由此確定加密界限［2］。此外，采用正方形井網中心靈活加密方式進行加密，并在井網未控制的有利區部署補充井。2011年8月芳483區塊投產加密油井17口，其中井網中心加密3口油井，斷層附近加密11口，井網邊部加密3口。芳483區塊設計產能1.26×104t，單井預測產量1.4t／d。加密調整后，為完善注采關系水井恢復開井18口，同時轉注4口油井。加密后區塊油水井數比由1.1變為1.3，井網密度由10.6口／km2增加到13.3口／km2。加密井平均單井砂巖厚度5.0m，有效厚度2.0m （其中同層0.1m）。

3.2 部分井進行選擇性射孔，控制含水上升速度

芳483區塊水淹厚度比例48.3%，以中低水淹為主，其中低水淹厚度比例43.7%。中水淹厚度比例41.1%，高水淹厚度比例15.3%，對高水淹層進行選擇性射孔，可以控制加密井含水。區塊共加密17口油井，有6口井進行了選擇性射孔，未射開砂巖厚度9.9m，有效厚度5.7m。

3.3 加密調整后采取相應配套措施

芳483區塊進行加密調整后，為改善開發效果，優選部分油水井進行措施治理，其中油井治理9口，即低產井壓裂2口、長關井堵水1口、大修1口、轉注1口和作業恢復開井4口。水井治理5口，其中作業恢復開井2口、酸化2口和試配1口。

4 治理效果

4.1 區塊水驅控制程度提高，井網適應性提高

芳483區塊加密后水驅控制程度由87.5%提高到95.1%，其中不連通的比例由12.5%降至4.9%，單向連通的比例由24.5%降至12.9%，多向連通比例由35.8%提高至54.5%，水驅控制程度明顯提高，井網對砂體的控制能力有所提高。

4.2 加密井初期達到設計產能

加密井投產初期平均單井日產液3.5t，日產油2.1t，綜合含水45.6%，比設計產能1.4t／d高出0.5t／d（見表1）。從加密位置上看，井網邊部加密井開發效果相對較高，而井網中心的加密井含水相對較高，加密調整后區塊采油速度由0.08%上升至0.89%，表明采油速度明顯提高。

表1 芳483區塊加密井初期生產情況統計表