王春波

（中石油大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠，黑龍江 大慶 163113）

北二區(qū)東部開采面積11.95km2，地質(zhì)儲(chǔ)量7376.8×104t。自1963年投入開發(fā)以來，先后經(jīng)歷一次、二次加密調(diào)整，三次加密先導(dǎo)性試驗(yàn)，目前已進(jìn)入PⅠ組 （葡萄花油層Ⅰ油組）三次采油挖潛階段。水驅(qū)共分5套層系開發(fā)，全區(qū)共有油水井478口井，其中注水井159口，油井319口，油水井?dāng)?shù)比為2.01∶1，井網(wǎng)密度達(dá)到50口／km2。已累計(jì)注水25397.21×104m3，累計(jì)產(chǎn)油3354.37×104t，采出程度為41.28%，采油速度0.64%，目前綜合含水為92.41%，已處于特高含水期開采階段。

1 剩余油分布特點(diǎn)

北二區(qū)東部屬河流三角洲沉積體系，發(fā)育薩爾圖、葡萄花、高臺(tái)子3個(gè)油層，水驅(qū)開采剩余油油層主要分布在分流平原相低彎曲河道砂體、內(nèi)前緣相枝狀三角洲砂體、內(nèi)前緣相過渡狀三角洲、內(nèi)前緣相坨狀三角洲、主體帶發(fā)育的穩(wěn)定型外前緣相席狀砂體、過渡狀分布的外前緣相席狀和不穩(wěn)定分布外前緣相席狀砂體7種類型［1］，其剩余油分別占鉆遇砂巖厚度的14.3%、3.7%、28.7%、13.9%、3.7%、32.1%與3.6%?？傮w研究結(jié)果表明，剩余油主要集中在成片差油層中和砂體相對(duì)變化較大、平面非均質(zhì)嚴(yán)重的過渡狀分布砂體中，剩余油分布零散，其次為厚油層內(nèi)未水淹型剩余油。

2 油田開發(fā)中存在主要的矛盾及潛力

2.1 主要的矛盾

1）層系間、層間的吸入和產(chǎn)出狀況存在差異。北二區(qū)東部水驅(qū)5套層系屬于一個(gè)水動(dòng)力系統(tǒng)，加之其井網(wǎng)的特殊性，致使有效厚度大于0.5m油層水淹程度和動(dòng)用程度較高，分別為93.7%和86.7%以上，有效厚度小于0.5m油層和表外儲(chǔ)層，也已有63.9%的有效厚度水淹，動(dòng)用厚度達(dá)到49.5%以上，但薄差層及表外層仍具有潛力。

2）各層系間、井組間含水仍存在一定的差異。目前全區(qū)綜合含水已達(dá)92.46%，但各層系間還存在一定的差異，開采較早的基礎(chǔ)井、一次加密井含水差異不大，分別為94.5%與93.5%，而二次加密井為89.3%。調(diào)整挖潛的重點(diǎn)是二次加密井。

3）套損狀況嚴(yán)重。全區(qū)套損井已達(dá)84口，已報(bào)廢23口，目前帶病生產(chǎn)61口，套損井6口，對(duì)全區(qū)開發(fā)構(gòu)成了嚴(yán)重的威脅。

2.2 潛力

1）高含水的厚油層內(nèi)仍存在著一定的剩余油潛力。根據(jù)該區(qū)新鉆井水淹層解釋資料，低水淹和未水淹厚度比例分別為12.9%和25.6%，仍占有一定比例，且低、未水淹厚度主要集中在厚油層頂部，具有一定的潛力。

2）低效井經(jīng)治理還有一定潛力。根據(jù)綜合評(píng)價(jià)結(jié)果，全區(qū)共有低效采油井44口，占總井?dāng)?shù)的14.1%。應(yīng)用精細(xì)地質(zhì)研究成果，逐井逐層分析各油層剩余油特點(diǎn)、砂體和注采關(guān)系變化，并針對(duì)不同潛力類型，對(duì)26口井找出相應(yīng)的治理措施。

3 綜合治理措施及總體效果

3.1 繼續(xù)加強(qiáng)注水調(diào)整工作，改善層間動(dòng)用狀況

針對(duì)北二區(qū)東部剩余油分布狀況，認(rèn)為對(duì)注水井進(jìn)行平面、層間調(diào)整仍是特高含水期油田開發(fā)的重點(diǎn)。

1）優(yōu)化二次井與老井之間的注水量匹配，提高水驅(qū)開發(fā)效果。調(diào)整后12口老油井日產(chǎn)液下降84t，日產(chǎn)油增加11t，含水保持穩(wěn)定，而26口二次井日產(chǎn)油增加34t，含水僅上升0.10%。

2）采取細(xì)分重組，改善層間動(dòng)用狀況，使薄差油層吸水厚度提高了25.2%。

3.2 對(duì)低效井進(jìn)行分類治理，改善開發(fā)效果

北二東低效采油井有44口，占全區(qū)總井?dāng)?shù)的七分之一。綜合研究得出低效井的主要成因類型 （見表1），并針對(duì)不同類型采用了不同挖潛方法。

表1 低效井主要成因類型統(tǒng)計(jì)表

1）限流段重新射孔7口，改善層間動(dòng)用差異及滲流條件。補(bǔ)孔后，初期單井日增油2t，見到了較好的效果。

2）壓裂改造9口，提高薄差油層產(chǎn)出能力。該區(qū)一些滲透率低、物性差的油層動(dòng)用程度低，制約了油井產(chǎn)量的進(jìn)一步提高。壓裂后，初期單井日增油6t，達(dá)到了治理的目的。

3）綜合挖潛非均質(zhì)性突出的7口采油井，改善薄差油層動(dòng)用程度，緩解層間矛盾。這類井油層中有部分較厚的席狀砂體，水淹程度高，而差油層動(dòng)用不好，采取堵壓結(jié)合措施，初期單井日增油5t，含水由97.41%下降到86.6%。

4）對(duì)注采不完善的3口井實(shí)施了補(bǔ)孔措施，取得較好的措施效果。

5）對(duì)多層高含水的18口采油井實(shí)施了多段堵水措施，改善了層間動(dòng)用差異。

3.3 采用周期注水方式，改善厚油層動(dòng)用狀況

根據(jù)油層的沉積及開采特點(diǎn)，選擇206、208隊(duì)地區(qū)的北2－5排與2－3排之間井區(qū)。采取停層不停井的周期注水方式，SⅠ、SⅢ繼續(xù)注水，SⅡ作為停注層 （SⅠ、Ⅱ、Ⅲ指薩爾圖油層Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油組），選擇注水井停注時(shí)間30d。從受效油井看，日產(chǎn)油由措施前的160t變?yōu)榇胧┖蟮?66t，產(chǎn)油穩(wěn)定且略有上升，含水由94.55%下降到93.83%，取得了較好的效果。

3.4 合理調(diào)整注入壓力，加大保護(hù)套管力度

為有效控制該區(qū)套管損壞，一是對(duì)套損危險(xiǎn)區(qū)域?qū)嵭薪?.5MPa破裂壓力28口井；二是對(duì)頂破裂壓力注水井實(shí)行下調(diào)0.4MPa左右的注水壓力。通過以上措施，套損形勢(shì)大有好轉(zhuǎn)。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

通過上述綜合治理，不僅改善了低效井生產(chǎn)狀況，而且提高了區(qū)塊的整體開發(fā)效果:注水量、產(chǎn)液量和含水上升速度得到了控制；自然遞減、綜合遞減減緩，套管損壞速度得到有效控制，達(dá)到了增油降水的好效果，投入產(chǎn)出比為1∶3.79，取得較好經(jīng)濟(jì)效益。

1）精細(xì)地質(zhì)研究成果為油田高含水后期客觀地、精細(xì)地描述了儲(chǔ)層沉積特征，為精確分析、尋找剩余油潛力提供了地質(zhì)基礎(chǔ)和措施依據(jù)。

2）在特高含水期，由于儲(chǔ)層地質(zhì)條件的差異，不同井網(wǎng)開采對(duì)象的不同，不同砂巖組吸水，動(dòng)用上存在著差異。通過綜合調(diào)整挖潛，可以繼續(xù)挖潛剩余油潛力。同時(shí)也表明，應(yīng)用精細(xì)地質(zhì)研究成果，進(jìn)行平面、層間注水結(jié)構(gòu)調(diào)整仍是特高含水期水驅(qū)開發(fā)的主旋律。

3）應(yīng)用精細(xì)地質(zhì)研究成果，對(duì)高含水后期低效井成因進(jìn)行分類，針對(duì)不同類型井采取不同的治理對(duì)策，提高了開發(fā)效益。

4）對(duì)厚油層采取周期注水，可改善特高含水期厚油層的開發(fā)狀況，提高開發(fā)效果。

［1］郝世彥，張林 .低滲透油田開發(fā)技術(shù)與管理 ［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2012.