加強精細水驅挖潛改善A區塊開發效果

劉艷（大慶油田有限責任公司第十采油廠第二油礦 黑龍江 大慶 166405）

一、區塊基本情況

A區塊含油面積3.5km2，地質儲量276.0×104t，可采儲量77.28×104t。有效孔隙度17.0%，滲透率15.4m D，含油飽和度59.0%，地層原油粘度23.9m Pa.s。

A區塊推廣區油層分類評價表

截止到2012年12月有油井48口，開井43口，日產油31.6t，平均單井日產油0.7t，累積采油60.91×104t，采油速度0.42%，采出程度27.16%；注水井30口，開井22口，日注水301m3，平均單井日注水14m3，累積注水339.11×104m3，綜合含水55.4%，年注采比3.7，累積注采比2.46。地層壓力7.63MPa，總壓差-0.77MPa，地飽壓差0.81MPa。

二、精細水驅調整的做法及效果

1.精細油藏描述

一是細分主力沉積單元，井間砂體注采對應關系更加明確。二是細分河道砂微相，單一河道砂體平面非均質認識更加清楚。三是細分單一河道邊界，復合曲流帶平面非均質認識更加清楚。四是細分單砂體連通關系，水驅方向的強弱優勢更加清楚。

2.根據細分層注水技術標準，提高儲層動用程度

根據精細儲層解剖及精細分層注水的技術標準，A區塊推廣區實施籠統改分層1口井，細分層6口井。精細分層調整后，分注率由89.3%提高到93.9%，提高4.6個百分點（轉投注5口井）；單井層段數由2.8個增加到4.5個，層段內滲透率變異系數由0.32下降到0.04，不連通層單卡5個，控制無效注水25m3；吸水厚度比例由68.1%提高到70.9%，提高2.8個百分點。周圍連通15口油井，井區日產油由14.8t穩定到14.0t，綜合含水由49.3%到49.0%，保持穩定。

3.加密調整

A區塊推廣區被斷層分成東西兩部分。針對斷層東西兩部分的開發特點，采取不同的調整措施，其中西部以綜合水驅調整，挖潛剩余油為主；東部以加密結合注采系統調整，加強二三類儲層的有效動用為主。

201 3年在區塊東部采取“3、2、1”變井距方式加密，共布加密井20口，其中加密采油井19口，加密水井1口，注采系統調整轉注4口，注水井轉抽1口井。加密后油水井總數為98口，其中采油井64口，注水井34口，油水井數比1.88:1，井網密度28口/km2。

（1）儲層動用狀況增加

加密區基礎老井有效厚度9.5m，連通厚度7.4m，水驅控制程度77.8%；加密調整后，有效厚度9.8m，連通厚度8.0m，水驅控制程度上升到82.0%，增加4.2個百分點；水驅儲量增加15.83×104t，其中單向儲量減少32.38×104t，雙向儲量增加46.16×104t，三向及以上儲量增加2.05×104t。加密調整后由于井距縮小，提高了對砂體的控制程度，二三類儲層動用狀況增加，鉆遇率分別增加5.8個百分點和6.1個百分點，平均單井有效厚度分別增加0.13m和0.23m。

A區塊加密區油層分類評價表

（2）地層憋壓情況得到緩解，但壓力分布不均衡

從加密井區靜壓資料看，地層憋壓狀況得到緩解，水井地層壓力由20.68MPa下降到19.03MPa，油井地層壓力由7.78MPa下降到6.8MPa，下降0.98MPa，注采壓差由12.9MPa下降到12.23MPa。

但井區地層壓力分布不均衡。如朝B井組，水井壓力20.68MPa，南北向油井朝C井地層壓力10.26MPa，相鄰加密井地層壓力也達到11.47MPa；而角向油井朝D井地層壓力4.15MPa，相鄰加密井地層壓力只有3.98 MPa，井區呈現西—西北壓力高、東—東南壓力低的特點。分析原因：一是與砂體沉積有關，主力層FII1在該井西—西北方向為主體河道砂，而東—東南方向為非主體河道砂，儲層物性相對較差。二是與水淹程度有關，由于西—西北方向儲層物性好，水線推進速度快，平均單井日產液4.0t，綜合含水83.5%，地層壓力高達10.87MPa，超過原始地層壓力2.47MPa；而東—東南方向由于儲層物性相對較差，水線推進慢，平均單井日產液2.1t，綜合含水30.7%，地層壓力只有3.94MPa。

（3）加密區注采系統調整

調整注采系統，A區塊加密區注采系統調整轉注4口井，加密和轉抽水井各1口，其中有4口井屬于注采不完善井區油井轉（投）注，1口井屬于長關井治理轉注。5口水井日配注165m3，日注水140m3，注水壓力10.3MPa，注水強度3.42m3/d.m，比老注水井注水強度高0.89m3/d.m，目前日注水138m3，平均單井累計注水0.12×104m3，注水壓力13.3MPa，比老注水井低0.9 MPa。

（4）加密效果

加密井自2013年7月開始投產，目前已投產16口，平均單井有效厚度10.0m，連通厚度8.7m，初期日產液59.8t，日產油25.7t，平均單井日產油1.6t，含水57.0%，沉沒度152.4m。目前日產液49.5t，日產油22.3t，平均單井日產油1.4t，比基礎老井高0.6t，月度遞減幅度6.6%；綜合含水54.7%，比基礎老井綜合含水57.0%低2.3個百分點，沉沒度42.5m。加密后區塊采油速度由0.44%提高到0.78%，提高了0.34個百分點，加密效果較好。

三、下步措施建議

1.完善加密區精描成果

A區塊推廣區經過加密調整后，對砂體發育及剩余油分布又有了新的認識，需要根據加密井各項動靜態資料，重新繪制沉積相帶圖及水淹狀況圖，再根據新的精描成果，重新進行分析調整，保證區塊良好的開發效果。

2.加強加密區精細調整

A區塊加密區計劃投產加密井19口，目前已投產16口。待井區注采系統完善后，結合加密井產量及含水情況，結合砂體發育及剩余油分布，進一步采取水驅精細調整，保證加密效果。

3.加大油水井修井力度

A區塊推廣區有基礎油井48口，套變井20口，占油井數的41.7%，修復15口，修復率75%。油水井套變給下步措施調整及挖潛帶來較大難度，因此建議進一步加大油水井修井力度。

結論及認識

1.朝陽溝油田自2009年開始在朝55區塊進行精細水驅調整示范區，經過4年的實踐與認識，有效地推動了油田整體開發水平的提高。

2.通過對區塊實施精細水驅調整，可以看出，剩余油動用已加強弱水驅動用為主，充分挖掘這類油層中的剩余油，提高油田采收率。

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