大庆油田萨中开发区水驱精细挖潜实践与认识

苗厚纯，阚春玲 （中石油大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江 大庆 163111）

大庆油田萨中开发区北一区断东高台子油层1982年10月投入开发，含油面积25.31km2，地质储量7076×104t，共有油水井374口。治理前，区块主要存在以下4方面问题：一是单段层数多，层间干扰大；二是储层动用程度相对低，薄差层作用得不到充分发挥；三是长关井多，注采关系不完善；四是“三高两低”采油井比例较大。这4方面问题导致了区块含水上升速度快，自然递减大[1－2]。因此，针对具体问题采取有针对性地解决方法是搞好水驱精细挖潜的关键。

1 精细挖潜的具体做法及效果

结合区块特点，确定了精细挖潜的总体思路是利用储层细分沉积微相和剩余油精细研究成果，优化“分、治、提、控”方案设计，通过加大细分注水力度，确保注够水、注好水，加强套损井和长关井治理，完善井组注采关系，深化采油井控水挖潜措施，不断挖掘增产潜力，抓好开发过程中精细管理，提供稳产有力保障。

1.1 精细油藏研究，为调整挖潜提供地质基础

在细分沉积微相研究的基础上，发展和完善了单砂体识别与划分技术，在高台子油层的动态分析调整中，发挥了不可替代的指导作用。

（1）通过细分沉积微相，使砂体认识更加清晰。精细划分与识别沉积微相，将砂体类型由原来的3种细化到6种 （见图1），使对砂体的描述更加清楚。

图1 沉积微相的细分及窄小河道的描述

（2）通过相控建模，精细刻画储层非均质特征、精细模拟和量化平面剩余油分布。在细分沉积微相基础上进行的相带拟合，使得对储层非均质的刻画更加精细，在此基础上进行的模拟结果更加可靠，为指导精细挖潜提供了更加准确的调整依据。

（3）通过单井模拟注产剖面，辅助油藏动态监测。实际生产中实测的单井注采剖面资料非常有限，利用数模形成的模拟剖面，可以辅助单井措施方案制订。

（4）通过细化单元潜力，明确提控方向。依据数模结果，确定了区块以挖潜为主的潜力单元7个，以控水为主的潜力单元18个，以挖控并重的潜力单元50个。

通过精细油藏研究，实现了储层数字化描述由宏观到微观、由平面到立体、由半定量到数字化；实现了储层剩余油定量描述由静态到动态、由模糊到清晰、由定性到定量，为精细挖潜提供了准确的地质资料和科学的开发调整依据。

1.2 落实开发调整潜力，制定 “分、治、提、控”对策

根据宏观的开发调整潜力，同时结合油水井井况、生产动态，按照完善注采关系、提高动用程度、保持注采平衡、实现控水稳油的原则，以井组为单元确定 “分、治、提、控”对策，在精细注水和精细措施挖潜上加大力度。

1.2.1 细分注水做法及效果

按照 “量化细分标准、落实细分潜力、研究细分方法、实施保障措施、达到细分效果”的技术思路，实现动用程度不断提高。

1）细分注水标准 2004年开展了12口井先期细分注水试验，试验中通过增加分层注水井的层段数、控制段内小层数、控制段内厚度、控制段内渗透率差异，使动用程度提高了21.0%，尤其是小于0.5m的表外储层，提高幅度更大。由此，开展了渗透率变异系数、段内小层数、段内砂岩厚度3项参数与动用程度之间的相关性研究。研究表明，当变异系数控制在0.7以内、小层数控制在7个以内、砂岩厚度控制在8m以内，动用程度可以达到80%以上。从而形成了 “7788”细分注水技术标准，实现了细分注水由定性到定量的转变。

2）细分潜力分析 对照 “7788”细分注水标准，示范区虽然分注率较高，达到99%，但细分程度较低，其中不符合 “7788”细分标准井72口、153段，占注水井总数的84.3%，根据高台子油层井段长、层数多的特点，这部分井是细分调整的重点。

3）细分注水方法 以单砂体识别、辅助注采剖面为支撑，精细分层注水方案，实现分注层段相对合理。对于剖面资料显示吸水比例高、砂体发育为河道砂体组合层段，限制注水；剖面资料显示吸水比例低、砂体发育为薄差层砂体组合层段，加强注水。针对细分不能解决的问题，采取细分与浅部调剖相结合、细分与双定双换相结合、细分与措施改造相结合、细分与周期注水相结合，探索了一套特高含水期以细分为基础的有效注水新方法，确保实现 “注够水、注好水”。

4）细分注水效果 示范区单井分注段数由4.3段增加到6.2段，增加了1.9段，段内小层数由8.9个减少到6.2个，减少了2.7个，7段及以上井60口，占注水井总井数的62%。通过精细调整，示范区一次吸水比例达到91.1%，连续三次吸水比例达到63.0%，周围148口采油井受效，平均单井日产液上升2.6t，日产油上升0.6t，含水下降0.5%，沉没度上升14m。

1.2.2 综合治理做法及效果

通过加强长关井、低效井、套损井3类井治理，完善井组注采关系、增加单井产油能力。示范区共有高关、套损、低效井48口，通过分析成因，搞好治理挖潜。

1）综合治理方法 以高关井为例，区块高关井呈条带性分布，高含水层为平面非均质性强厚油层，在综合治理上主要依靠井组匹配调整技术实施治理。例如，高107-37井，2000年4月关井，关前日产液69t，日产油2t，含水97.1%。经过匹配调整，在采油井连续实施压裂、换泵措施的同时，周围注水井随之进行相应的调整，日产油达到19.1t，含水降到85.9%。

2）综合治理效果 应用井组匹配调整技术 ，示范区共治理高开井16口，相应注水井调整42井次，平均单井恢复油量3.5t，含水下降2.7%，累计恢复油量3.47×104t。

1.2.3 提液做法及效果

从潜力分析入手，以精细油藏研究为指导，以提高单井产量为目标，通过注水培养、方案优化及跟踪调整，最大限度挖潜剩余油。

1）提液方法 一是在压裂上，按照研究确定的选井、选层标准和挖潜技术途径，通过加大细分压裂力度，优化措施工艺及参数，实现单井压裂增油5t的目标。二是在采油井补孔上，基于精细地质研究对河道砂体的精细刻画，通过对剩余油富集区补孔实施措施挖潜。

2）提液效果 示范区3年共实施补孔、压裂、换泵等措施83口，取得了单井日增液38.6t，日增油4.0t，含水下降0.9%的好效果 （见表1）。

表1 北一区断东高台子示范区采油井措施效果汇总表

1.2.4 控水做法及效果

借助多学科一体化研究成果，通过认清砂体发育、剩余油分布、注采对应关系 “三个状况”，实施控水挖潜。

1）控水方法 依靠高水淹通道的识别与控水挖潜技术，在控制全区含水上升速度的同时，挖潜剩余油。多方向高含水注水井细分控注，控制高渗透层吸水；单方向高含水采油井堵水，控制高含水层产液。

2）控水效果 示范区3年共实施采油井堵水32口，平均单井日降液27.1t，日增油0.3t，含水下降1.5%。

1.3 强化日常管理，搭建油田开发基础工作管理平台

按照 “三精四细五提高”的思路，建立 “油田开发基础工作管理平台”，实现潜力分析到块，措施方案到井，责任落实到人，形成全方位、立体化、信息化的油田开发精细管理模式，应用管理平台，实现了示范区精细管理的规范化、常态化、定量化，关键环节实时受控。

2 结论及认识

（1）3年的精细挖潜，示范区成效显著，实现了稳油控水目标。3年来，以细分为主的精细注水结构调整增油比例占42.6%，以长关井治理为主的精细管理增油比例占29.0%，以压、补、换为主的精细措施挖潜增油比例占28.4%。

（2）实现了 “2个提高”：采收率提高、投入产出比提高。通过水驱特征曲线预测，示范区预计提高采收率2.37%。3年多产原油21.29×104t，投入产出比达到1∶5.89。

（3）示范区的成功经验，不仅引领了水驱技术发展、管理模式创新和开发水平的提升，更重要的是探索了一条老油田高效开发的新途径。

[1]刘丁曾 .大庆多层砂岩油田开发 [M].北京：石油工业出版社，1996.

[2]王玉普 .大型砂岩油田高效开采技术 [M].北京：石油工业出版社，2006.