加强精细水驱挖潜改善A区块开发效果

刘艳（大庆油田有限责任公司第十采油厂第二油矿 黑龙江 大庆 166405）

一、区块基本情况

A区块含油面积3.5km2，地质储量276.0×104t，可采储量77.28×104t。有效孔隙度17.0%，渗透率15.4m D，含油饱和度59.0%，地层原油粘度23.9m Pa.s。

A区块推广区油层分类评价表

截止到2012年12月有油井48口，开井43口，日产油31.6t，平均单井日产油0.7t，累积采油60.91×104t，采油速度0.42%，采出程度27.16%；注水井30口，开井22口，日注水301m3，平均单井日注水14m3，累积注水339.11×104m3，综合含水55.4%，年注采比3.7，累积注采比2.46。地层压力7.63MPa，总压差-0.77MPa，地饱压差0.81MPa。

二、精细水驱调整的做法及效果

1.精细油藏描述

一是细分主力沉积单元，井间砂体注采对应关系更加明确。二是细分河道砂微相，单一河道砂体平面非均质认识更加清楚。三是细分单一河道边界，复合曲流带平面非均质认识更加清楚。四是细分单砂体连通关系，水驱方向的强弱优势更加清楚。

2.根据细分层注水技术标准，提高储层动用程度

根据精细储层解剖及精细分层注水的技术标准，A区块推广区实施笼统改分层1口井，细分层6口井。精细分层调整后，分注率由89.3%提高到93.9%，提高4.6个百分点（转投注5口井）；单井层段数由2.8个增加到4.5个，层段内渗透率变异系数由0.32下降到0.04，不连通层单卡5个，控制无效注水25m3；吸水厚度比例由68.1%提高到70.9%，提高2.8个百分点。周围连通15口油井，井区日产油由14.8t稳定到14.0t，综合含水由49.3%到49.0%，保持稳定。

3.加密调整

A区块推广区被断层分成东西两部分。针对断层东西两部分的开发特点，采取不同的调整措施，其中西部以综合水驱调整，挖潜剩余油为主；东部以加密结合注采系统调整，加强二三类储层的有效动用为主。

201 3年在区块东部采取“3、2、1”变井距方式加密，共布加密井20口，其中加密采油井19口，加密水井1口，注采系统调整转注4口，注水井转抽1口井。加密后油水井总数为98口，其中采油井64口，注水井34口，油水井数比1.88:1，井网密度28口/km2。

（1）储层动用状况增加

加密区基础老井有效厚度9.5m，连通厚度7.4m，水驱控制程度77.8%；加密调整后，有效厚度9.8m，连通厚度8.0m，水驱控制程度上升到82.0%，增加4.2个百分点；水驱储量增加15.83×104t，其中单向储量减少32.38×104t，双向储量增加46.16×104t，三向及以上储量增加2.05×104t。加密调整后由于井距缩小，提高了对砂体的控制程度，二三类储层动用状况增加，钻遇率分别增加5.8个百分点和6.1个百分点，平均单井有效厚度分别增加0.13m和0.23m。

A区块加密区油层分类评价表

（2）地层憋压情况得到缓解，但压力分布不均衡

从加密井区静压资料看，地层憋压状况得到缓解，水井地层压力由20.68MPa下降到19.03MPa，油井地层压力由7.78MPa下降到6.8MPa，下降0.98MPa，注采压差由12.9MPa下降到12.23MPa。

但井区地层压力分布不均衡。如朝B井组，水井压力20.68MPa，南北向油井朝C井地层压力10.26MPa，相邻加密井地层压力也达到11.47MPa；而角向油井朝D井地层压力4.15MPa，相邻加密井地层压力只有3.98 MPa，井区呈现西—西北压力高、东—东南压力低的特点。分析原因：一是与砂体沉积有关，主力层FII1在该井西—西北方向为主体河道砂，而东—东南方向为非主体河道砂，储层物性相对较差。二是与水淹程度有关，由于西—西北方向储层物性好，水线推进速度快，平均单井日产液4.0t，综合含水83.5%，地层压力高达10.87MPa，超过原始地层压力2.47MPa；而东—东南方向由于储层物性相对较差，水线推进慢，平均单井日产液2.1t，综合含水30.7%，地层压力只有3.94MPa。

（3）加密区注采系统调整

调整注采系统，A区块加密区注采系统调整转注4口井，加密和转抽水井各1口，其中有4口井属于注采不完善井区油井转（投）注，1口井属于长关井治理转注。5口水井日配注165m3，日注水140m3，注水压力10.3MPa，注水强度3.42m3/d.m，比老注水井注水强度高0.89m3/d.m，目前日注水138m3，平均单井累计注水0.12×104m3，注水压力13.3MPa，比老注水井低0.9 MPa。

（4）加密效果

加密井自2013年7月开始投产，目前已投产16口，平均单井有效厚度10.0m，连通厚度8.7m，初期日产液59.8t，日产油25.7t，平均单井日产油1.6t，含水57.0%，沉没度152.4m。目前日产液49.5t，日产油22.3t，平均单井日产油1.4t，比基础老井高0.6t，月度递减幅度6.6%；综合含水54.7%，比基础老井综合含水57.0%低2.3个百分点，沉没度42.5m。加密后区块采油速度由0.44%提高到0.78%，提高了0.34个百分点，加密效果较好。

三、下步措施建议

1.完善加密区精描成果

A区块推广区经过加密调整后，对砂体发育及剩余油分布又有了新的认识，需要根据加密井各项动静态资料，重新绘制沉积相带图及水淹状况图，再根据新的精描成果，重新进行分析调整，保证区块良好的开发效果。

2.加强加密区精细调整

A区块加密区计划投产加密井19口，目前已投产16口。待井区注采系统完善后，结合加密井产量及含水情况，结合砂体发育及剩余油分布，进一步采取水驱精细调整，保证加密效果。

3.加大油水井修井力度

A区块推广区有基础油井48口，套变井20口，占油井数的41.7%，修复15口，修复率75%。油水井套变给下步措施调整及挖潜带来较大难度，因此建议进一步加大油水井修井力度。

结论及认识

1.朝阳沟油田自2009年开始在朝55区块进行精细水驱调整示范区，经过4年的实践与认识，有效地推动了油田整体开发水平的提高。

2.通过对区块实施精细水驱调整，可以看出，剩余油动用已加强弱水驱动用为主，充分挖掘这类油层中的剩余油，提高油田采收率。

[1]廉培庆;李琳琳;程林松.气顶边水油藏剩余油分布模式及挖潜对策[J];油气地质与采收率;2012年03期.

[2]方伟;张居和;冯子辉;张琨.水驱不同注采位置油藏特征——以萨尔图油田北二西区块油藏为例[J];油气地质与采收率;2012年05期.

[3]马奎前;刘英宪;张俊;任晓宁;刘美佳;;考虑幂律性的稠油油藏调和递减方程[J];油气地质与采收率;2012年04期.