何珍（中石化勝利油田分公司勝利采油廠，山東 東營 257000）

1 構(gòu)造及沉積特征

坨七西塊位于勝坨油田三區(qū)穹隆背斜構(gòu)造的東南翼，北以14號斷層為界與坨30斷塊為鄰，西以11號斷層為界與坨11斷塊為鄰，南面、東面與邊水相接。研究選取西塊作為調(diào)整區(qū)，地層由西向東傾斜，傾角3°左右，圍繞11號斷層和12號斷層的中部和北部形成2個構(gòu)造高點(diǎn)。

坨七西塊沙二段8-10砂層組為一套三角洲平原－三角洲前緣的反韻律沉積，其中，81小層主要發(fā)育河口壩、遠(yuǎn)砂壩等微相，82小層主要發(fā)育分流河道、河口壩等微相，83小層主要發(fā)育河口壩微相；91小層主要發(fā)育河口壩微相，92、93小層為泥巖；101、104小層主要發(fā)育灘壩微相，102小層主要發(fā)育河口壩微相，103小層主要發(fā)育河口壩、壩緣等微相。

2 開采現(xiàn)狀及存在的問題

2.1 開采現(xiàn)狀

2005年實(shí)施井網(wǎng)重組后，坨七西塊沙二段8-10砂層組劃分為4套層系開發(fā)：8主力層、9主力層、10主力層、8-10非主力層。坨七西塊沙二段8-10砂層組油井開井12口，日產(chǎn)液能力1283t，日產(chǎn)油能力35t，綜合含水97.3%，平均動液面948m，采油速度0.35%，采出程度43.24%，標(biāo)定采收率44.91%；水井開井18口，日注能力1353m3，月注采比1.05。

2.2 存在的問題

1）沙二段8、9、10主力層系井網(wǎng)儲量控制程度低，8-10非主力層系儲量完全失控。經(jīng)過48年的開發(fā)，井網(wǎng)老化問題突出，套損井逐年增多，導(dǎo)致部分井區(qū)失控［1］，加劇了平面矛盾?，F(xiàn)井網(wǎng)水驅(qū)控制儲量414.9×104t，占總地質(zhì)儲量50.5%，其中完善水驅(qū)控制儲量266.4×104t，占總地質(zhì)儲量32.4%。失控儲量406×104t，占總地質(zhì)儲量49.5%。主力層儲量控制程度較高，非主力層完全失控（見表1）。

表1 坨七西塊沙二段8-10砂層組儲量控制狀況表

2）注采井網(wǎng)不合理，長期腰部注水，邊部儲量得不到動用，影響進(jìn)一步提高采收率［2］。

3）注采井距過近（最小僅為200m），加劇了平面流場不均衡，造成低效的水循環(huán)［3］，含水上升率高，不適應(yīng)特高含水階段開發(fā)需要。

4）地層能量低，各套層系無法整體提液，造成單井產(chǎn)量低。

自1998年起，單元的注采比在1.0以上，地層能量有所恢復(fù)，能量利用狀況有所好轉(zhuǎn)，但受2009、2010年水井套損影響，單元注采比有所下降，地層能量下降狀況加劇，根據(jù)近年測壓資料統(tǒng)計，目前地層壓力為11.7MPa，壓降9.8MPa。

3 剩余油分布研究

采用密閉取心井分析、動態(tài)監(jiān)測分析及油藏歷史注采分析3種方法。

3.1 層間分布

從剩余儲量來看，主力層系剩余地質(zhì)儲量較高，平均為133×104t，非主力層系相對較低，為89×104t；從剩余油飽和度來看，主力層系平均36.1%，非主力層較高，平均45.5%。

3.2 層內(nèi)分布

整體驅(qū)替較為均勻，在發(fā)育夾層的厚油層層內(nèi)，頂部剩余油飽和度比底部剩余油飽和度高2%～3%。

3.3 平面分布

由于歷史流線大面積分布，明顯的剩余富集區(qū)已不可見，平面上呈現(xiàn)普遍分布、差異富集的特點(diǎn)。

4 開發(fā)調(diào)整方案設(shè)計

4.1 開發(fā)調(diào)整思路

1）從儲層物性、采出程度來看，4套開發(fā)層系的劃分比較合理，且每套層系都有一定的產(chǎn)能規(guī)模，因此沿用目前4套開發(fā)層系，8、9、10主力層系建立大井距行列式矢量井網(wǎng)［4］，低注高采，改變液流方向，加快剩余油重新聚集；注采井距分別為500、450、550m。

2）非主力層系重建井網(wǎng)，以水為先，提高注采比，恢復(fù)地層能量，注采井距為300m。

4.2 方案

共部署油水井41口，其中新井22口。8主力層設(shè)計新井10口，其中油井4口（側(cè)鉆井1口），水井6口（側(cè)鉆井2口）；調(diào)整后單井控制地質(zhì)儲量15.7×104t；9主力層設(shè)計新井3口，其中油井1口，水井2口（側(cè)鉆井1口）；調(diào)整后單井控制地質(zhì)儲量26.4×104t；10主力層設(shè)計新井2口，其中油井2口，老井轉(zhuǎn)注1口；調(diào)整后單井控制地質(zhì)儲量20.7×104t；8-10非主力層設(shè)計新井7口，其中油井4口，水井3口；調(diào)整后單井控制地質(zhì)儲量14.4×104t。

5 實(shí)施效果

到2012年12底已全部完鉆，已投產(chǎn)（投注）18口，主力層新井未達(dá)到方案設(shè)計，非主力層新井平均日產(chǎn)3.9t，達(dá)到方案設(shè)計。調(diào)整后單元日產(chǎn)油能力由27.1t上升至56.8t，動液面回升203m，注采對應(yīng)率由91.6%上升到97.1%，水驅(qū)控制程度由49%上升到96.3%。從實(shí)施情況看，主力層雖未達(dá)到方案設(shè)計，但部分井區(qū)改變流場后，井區(qū)能量快速回升，含水穩(wěn)中有降，井組日增油4.5t，流場調(diào)整見到成效。主力層調(diào)整仍需一定時間，下步重點(diǎn)工作是通過間歇開井、堵水調(diào)剖、注采調(diào)配等措施，增大驅(qū)替壓力梯度，改變流場，提高水驅(qū)波及體積。非主力含水級別符合方案設(shè)計，下步工作重點(diǎn)是以恢復(fù)地層能量為主，待能量恢復(fù)到合理壓力實(shí)施整體提液。

［1］王濱.長停井失控儲量研究 ［J］.中國石油大學(xué)勝利學(xué)院學(xué)報，2009，23（4）：21-26.

［2］岳湘安.提高采收率基礎(chǔ) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2007.

［3］付艷波，劉仁強(qiáng).運(yùn)用 “四參數(shù)法”判別低效無效注水循環(huán)體 ［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2009，28（3）：74-78.

［4］劉德華，李士倫，吳軍，等.矢量化井網(wǎng)的概念及布井方法初探 ［J］.江漢石油學(xué)院學(xué)報，2004，26（4）：110-111.

［編輯］ 洪云飛