杏南油田示范区精细挖潜及实施效果分析

张剑 （中石油大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司监测信息解释评价中心，黑龙江 大庆163513）

杏南油田示范区位于大庆长垣南部杏树岗背斜杏南开发区的中部，含油面积7.5km2，地质储量2418.8×104t。目前，该示范区已全面进入特高含水开发阶段，层系井网多、开采对象复杂、油层非均质性严重，控水挖潜措施效果逐渐变差。为此，从2009年3月起对该示范区实施精细挖潜，取得了一定成效。下面，笔者对杏南油田示范区精细挖潜及实施效果进行分析，以便为该油田的后期开发提供帮助。

1 杏南油田示范区概况

1.1 生产状况

截止到2013年12月，杏南油田示范区实施4套井网交叉开采，共有油水井348口，其中油井230口，水井118口，总井网密度达到46.4／km2。采油井开井226口，日产液5389t，日产油量321t，综合含水94.03%，流压3.94MPa，年产油12.84×104t，年均含水93.83%，累积产油920.11×104t。注水井开井116口，日注水量6849m3，累积注水5238.60×104m3，累积注采比1.15，采出程度40.04%，采油速度0.63%，年自然递减10.04%，地层压力10.08MPa，总压差－0.97MPa。

1.2 地质概况

根据取心井岩心资料分析，认为杏南油田示范区储层岩性、物性变化范围较大，非均质性较强。表外储层的砂岩颗粒，粉砂、泥质含量高、分选差、孔渗性和含油饱和度较低，岩性以泥质粉砂岩为主，粉砂含量59.6%，平均孔隙度20.3%，平均原始含油饱和度41.8%。表内薄差层岩石颗粒细砂含量达到53.7%，平均原始含油饱和度69.0%。含油产状表外储层以油斑、油迹为主，表内薄差层以油侵和饱含油为主。主力油层岩性为细砂岩，细砂含量78.35%，含有少量的粉砂，中砂极少，粒度中值为0.170mm。胶结物以泥质为主，泥质含量4.47%，其次为钙质。胶结类型为孔隙－接触式，其粒间孔隙为孔隙的主要形成。平均孔隙半径6.05μm，孔隙度26.09%，空气渗透率0.686μm2，原始含油饱和度74.46%，油层润湿性为弱亲油。杏南油田示范区共发育SⅡ、SⅢ、PⅠ共3个油层组72个细分沉积单元。PⅠ2～3为主力油层，其他为非主力油层。主力油层为三角洲分流平原相和内前缘相沉积。非主力油层除SⅡ15是滨外坝沉积、PⅠ12是三角洲内前缘相沉积外，其余为三角洲外前缘相沉积。

2 杏南油田精细挖潜方案的制定

2.1 提高油层动用程度

根据杏南油田示范区的注水现状，为提高油层动用厚度，应加大细分调整力度。按照单个层段砂岩厚度大于5m或有效厚度大于1m的标准（确保单个层段注水量大于5m3），平均单井可分层段数4.9个。总体而言，对注水井采取压裂、酸化和调剖等措施以改善其吸水剖面，对油井采取压裂、堵水等措施以改善其产液剖面，具体内容如下：针对油层隔层条件差、层段内矛盾突出的井，加大调剖力度，分析认为该示范区有18口井具备调剖潜力，计划在2010年全部实施；针对油层条件差动用厚度低的井，加大压裂力度。分析认为该示范区有6口油井、12口水井具备压裂潜力，计划在2010年分别实施水井压裂4口、油井压裂2口；针对厚油层动用程度高、存在严重低效循环的油井，通过堵水措施来控制低效循环。该示范区共有低效循环层104个，其中将单层含水大于97%产液量大于20t，或含水大于98%产液量大于10t的层作为堵水控液的对象，共有17口井26个层，计划分3年实施，其中2010年实施7口井。

2.2 完善单砂体注采关系

针对调整井局部井区射孔对应性差、注采井距不均匀、单井产量低等问题，通过采取油水井补孔的措施来缩小薄差油层注采井距，提高单井产能，控制产量递减和含水上升。杏南油田示范区348口油水井中有87口油井及28口水井具备补孔来缩小薄差油层注采井距的潜力，分3年进行，并首先在2010年对无效井相对集中的东区块开展先导试验，具体情况如下：油井补孔27口，平均单井补开砂岩厚度10.1m，有效厚度3.1m；水井补孔8口，平均单井补开砂岩厚度8.9m，有效厚度3.5m。

3 应用效果

3.1 注入井层段细分调整效果

2009年9月对杏南油田示范区X10－2－B345井进行了注水层段的调整，于2010年1月进行了重配，并分别于2009年10月和2010年3月对该井进行了同位素测试［1］，结果表明，X10－2－B345井S36～S39＋102层段在调整前相对吸水量为15.88%，调整后相对吸水量为4.8%，说明该层段调整后吸水得到控制；S2112～S353层段在调整前相对吸水量为40.2%，调整后相对吸水量为44.46%，说明该层段调整后吸水加强。X10－2－B345井细分调整取得效果的原因如下：调整前启动压力比较低（只有10MPa），所以一些好层位得到较好动用，差层没有得到动用。调整后注水压力上升，达到薄差油层的启动压力，所以一些薄差油层得到动用，开始吸水，层间矛盾得到缓解，有利于提高低含水薄差油层的采收率。

3.2 油井压裂效果

2010年5月15日对杏南油田示范区X10－4－SB3831井进行压裂并于6月29日换泵，压裂砂岩厚度7.1m，压裂有效厚度3m。X10－4－SB3831井压裂前后生产数据表如表1所示。由表1可知，压裂后产液量增加，产油量也增加，含水率下降，生产压差提高。这是通过油井压裂施工能够提高油层导流能力并降低渗流阻力，因而取得了良好的生产效果［2］。

表1 X10－4－SB3831井压裂前后生产数据表

3.3 油井补孔效果

油井补孔主要包括2个方面：根据剩余油的分布状况，对含油饱和度高的油层进行补孔；根据油田开发需要，为调整、完善注采系统或油田开发试验进行的层系互换补孔。2010年4月12日对杏南油田示范区X10－2－B4312井进行补孔作业。补孔前，该井的日产液、日产油分别为7.9、0.5m3／d，含水率为94.3%。补孔后将该井抽油泵的泵径由38mm换为57mm，并根据生产情况将抽油泵的冲次由5次调整到7.5次。补孔作业1个月后，该井的日产液、日产油分别为26、2.1m3／d，含水率为94.3%。补孔作业5个月后，该井的日产液、日产油分别为36.7、4m3／d，含水率为89.1%。分析认为，通过采取油井补孔措施可射开新的油层，增加或调整油井的开采厚度和层系，使油井获得更高的产油量，同时通过调整抽油泵的工艺参数，提高了油井的排液能力。因此，产油和产液量提高，含水率下降。

［1］ 乔贺堂 .生产测井原理及资料解释 ［M］.北京：石油工业出版社，1992.

［2］ 李明志 .油气井酸化压裂新技术 ［M］.北京：石油工业出版社，2005.