馮 博 （中石油大慶油田責(zé)任有限公司第八采油廠，黑龍江 大慶163514）

宋芳屯油田南部芳156區(qū)塊斷層發(fā)育頻度較高，砂體以片狀、窄條帶席狀發(fā)育為主，不連通及單向連通厚度比例高，平面矛盾突出，井間開發(fā)效果差異大，現(xiàn)井網(wǎng)依靠常規(guī)注水調(diào)整和措施改造難以改善區(qū)塊整體開發(fā)效果。為此，筆者對宋芳屯油田南部芳156區(qū)塊綜合挖潛措施進(jìn)行了研究。

1 芳156區(qū)塊剩余油狀況分析

1.1 油層和薄差層動用狀況

芳156區(qū)塊平均單井發(fā)育厚度3.4m，單井發(fā)育有效厚度層數(shù)少 （僅為4.0個），單層發(fā)育厚度薄 （僅為0.86m）。單層有效厚度主要分布在0.5～2m之間，共有556層，占總層數(shù)的62.4%，占總有效厚度的64.2%；單層有效厚度大于2m的層有72個，占總層數(shù)的8.1%，占總有效厚度的24.1%。從吸水剖面看，油層動用程度較高，純砂巖動用相對較差。從各小層看，PⅠ1～PⅠ51層 （PⅠ指葡萄花油層Ⅰ油組）動用較好，平均吸水厚度比例96.8%，PⅠ52、PⅠ6層動用狀況較差，主要原因是砂體發(fā)育差，連通性差，有效鉆遇率低僅為25.7%、10.4%；從厚度上看，純砂巖吸水厚度比例較低，為61.3%。

1.2 區(qū)塊剩余油分布情況

根據(jù)芳156區(qū)塊油層組的實際發(fā)育情況，細(xì)分油層，確定模擬層自PⅠ1～PⅠ7共10層。目前區(qū)塊井間距離為300m，考慮井網(wǎng)加密后，井距可能縮小到212m，模擬網(wǎng)格劃分結(jié)果為201×377個，平均模擬網(wǎng)格為30m×30m，數(shù)值模型共有201×377×10＝757770個節(jié)點。

芳156區(qū)塊沉積相剩余油分布情況如表1所示。從表1可以看出，剩余油主要分布在三角洲外前緣相，其中主體薄層席狀砂、主體厚層席狀砂雖然采出程度較高，但是剩余可采儲量較大，是下一步挖潛的重點。三角洲內(nèi)前緣相、濱湖淺水相發(fā)育有效厚度層數(shù)少，剩余油可采儲量較小，其中水下分流河道砂、砂壩砂發(fā)育有效厚度相對較大，采出程度較高，剩余可采儲量較小，主體席狀砂、主體灘地砂及非主體灘地砂有效厚度小，剩余可采儲量小，進(jìn)一步挖潛余地小。

1.3 區(qū)塊剩余油類型

剩余油的分布受儲層性質(zhì)、原始含油飽和度以及開發(fā)條件的影響。通過靜態(tài)資料和動態(tài)資料的綜合分析，逐井逐層確定了芳156區(qū)塊剩余油類型，即斷層遮擋型、注采不完善型、單向注水型、平面干擾型和層間干擾型。

1）斷層遮擋型 該類型剩余油存在于斷塊2側(cè)斷層發(fā)育區(qū)，由于斷層遮擋或存在尖滅區(qū)，在采油井或注水井之間的部位形成剩余油。該類型剩余油砂巖厚度168.3m，有效厚度136.3m，占總剩余油厚度的30.0%。

表1 芳156區(qū)塊沉積相剩余油分布情況

2）注采不完善型 由于砂體規(guī)模小及斷層遮擋，會造成平面上有采無注或有注無采。該類型剩余油砂巖厚度134.5m，有效厚度103.6m，占剩余油有效厚度的22.8%。

3）單向注水型 由于砂體規(guī)模小，油井只有一個注水受效方向而形成該類型剩余油，其砂巖厚度143.9m，有效厚度117.8m，占總剩余油有效厚度的25.6%。

4）平面干擾型 該類型剩余油大多分布于砂體相變部位，由于注水井或油井油層物性差，導(dǎo)致注水井吸水差或者油井產(chǎn)出差而形成該類型剩余油，其砂巖厚度108.0m，有效厚度84.2m，占總剩余油有效厚度的18.5%。

5）層間干擾型 該類型剩余油大多分布在薄差層，由于主力油層物性好，連通好，形成注水突進(jìn)，導(dǎo)致薄差層得不到充分動用。該類型剩余油砂巖厚度17.0m，有效厚度13.9m，占總剩余有效厚度的3.1%。

2 綜合挖潛措施的實施

2.1 優(yōu)化井網(wǎng)開展加密調(diào)整

通過經(jīng)濟調(diào)整界限研究［1］，確定了區(qū)塊經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度、加密井初期經(jīng)濟極限日產(chǎn)油、加密井平均經(jīng)濟極限日產(chǎn)油、經(jīng)濟極限累產(chǎn)油、經(jīng)濟極限井距、布井有效厚度下限等 （見表2）。

表2 芳156區(qū)塊不同油價下加密調(diào)整經(jīng)濟界限計算表

根據(jù)單井初期經(jīng)濟極限日產(chǎn)量，確定油田不同部位加密井采油強度，即井網(wǎng)中心加密井采油強度為0.75t／（d·m），斷層附近及井網(wǎng)邊部加密井采油強度為0.83t／（d·m），通過計算得到不同油價下有效厚度下限 （見表3）。

表3 不同油價下有效厚度下限表

根據(jù)經(jīng)濟界限研究結(jié)果，確定區(qū)塊加密方式為中心加密為主，輔以靈活加密方式，并結(jié)合油井轉(zhuǎn)注及長關(guān)油、水井的恢復(fù)利用，從而完善注采關(guān)系。具體調(diào)整方案如下：部署油水井130口，其中油井117口 （包含2口水平井、1口密閉取心井，注水井13口）；轉(zhuǎn)注老井23口。預(yù)測芳156區(qū)塊油井初期日產(chǎn)油1.8t，加密水平井的產(chǎn)能按周圍直井產(chǎn)量的3倍進(jìn)行預(yù)測，生產(chǎn)時間300d，其產(chǎn)能規(guī)模為6.67×104t。

2.2 優(yōu)化井型部署水平井

加密水平井對主力油層控制較好，控制面積較大，可以得到較高的初期產(chǎn)量，從而最大限度地挖掘剩余油［2］。結(jié)合芳156區(qū)塊剩余油分布特征，通過對已開發(fā)井儲層砂體逐層分析，加大水平井應(yīng)用力度，進(jìn)一步完善加密水平井剩余油挖潛技術(shù)。加密水平井具體布井條件如下：井區(qū)剩余油富集；存在2個或2個以上發(fā)育穩(wěn)定、厚度相對較大的油層；單井地質(zhì)儲量相對較高；部署井位后可形成較為完善的注采井網(wǎng)。在芳156區(qū)塊部署水平井2口，預(yù)測鉆遇水平段長度分別為600m和550m，預(yù)計地質(zhì)儲量分別為3.7×104t、5.2×104t。

2.3 對老井進(jìn)行綜合治理

對老井進(jìn)行綜合治理的具體措施如下：①對與加密井連通的已關(guān)注水井恢復(fù)注水。預(yù)計共有8口注水井恢復(fù)注水。②針對加密水井、轉(zhuǎn)注井及恢復(fù)注水井連通的高含水低效油井，通過液流方向的改變增加水驅(qū)厚度或水驅(qū)方向厚度，可實施措施或恢復(fù)采油。預(yù)計實施措施13口，恢復(fù)長關(guān)井8口，預(yù)計年增油0.35×104t，調(diào)整后區(qū)塊采油速度由0.4%提高到1.0%，年注采比由1.1提高到1.3。

3 結(jié) 語

通過對芳156區(qū)塊油藏地質(zhì)特征分析、油藏精細(xì)描述和開發(fā)效果分析，結(jié)合油藏數(shù)值模擬結(jié)果，對芳156區(qū)塊實施加密調(diào)整。通過井網(wǎng)加密與注采系統(tǒng)調(diào)整，統(tǒng)一考慮新老井，完善注采關(guān)系，充分挖掘剩余油，可以達(dá)到改善區(qū)塊開發(fā)效果、增加可采儲量的目的，同時能為編制同類區(qū)塊綜合調(diào)整方案提供技術(shù)支持。