武文（大慶油田第十采油廠南江分公司 黑龍江 哈爾濱 150127）

一、概況

雙301區(qū)塊為王府凹陷北坡的地壘型斷塊，主控斷層皆表現(xiàn)為南北向，延伸3.5m-10 k m之間，縱向上含油單元發(fā)育較少，主力油層發(fā)育單一，非主力油層非常零散，空氣滲透率9.8 mD，屬于低滲透油田。

二、井網(wǎng)特征

1.井排方向確定

應(yīng)用數(shù)值模擬研究，井排方向平行砂體延伸方向時,其采出程度比垂直砂體延伸方向的采出程度要高1.5個百分點(diǎn)；井排方向平行于裂縫方向，采出程度最高，確定雙301區(qū)塊井排方向平行于裂縫方向，與砂體延伸方向成10°-15°夾角。

2.合理排距研究

合理的排距必須能夠建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng),考慮啟動壓力梯度，應(yīng)用低滲透油藏有效驅(qū)動排距公式，雙301區(qū)塊滲透率為9.8 mD，計算合理排距為190 m，但是考慮二類儲層滲透率為6.8 mD，最終確定雙301區(qū)塊合理排距為150 m。

3.合理井距研究

合理的井距，既有利于提高壓裂規(guī)模、增加人工裂縫長度、提高單井產(chǎn)量及延長穩(wěn)產(chǎn)期，又能減緩角井水淹速度，通過計算同時結(jié)合砂體發(fā)育規(guī)模，確定合適井距，雙301區(qū)塊一類砂體寬度500～1000 m，而二類砂體寬度250～750 m，確定雙301區(qū)塊合理井距為350 m。

綜合以上結(jié)果，雙301區(qū)塊井網(wǎng)設(shè)計方案為350 m×150 m菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，井排方向NE 90 o，與砂體斜交成10°～15°，區(qū)塊水驅(qū)控制程度72.3%，其中一類砂體水驅(qū)控制程度86.8%，雙向以上儲量49.0×104t，二類砂體水驅(qū)控制程度80.0%，雙向以上儲量50.1×104t，一、二類砂體水驅(qū)控制程度高，井網(wǎng)與砂體匹配較好。

三、開發(fā)特征

1.初期采油強(qiáng)度高，遞減速度快

雙301區(qū)塊是注水同步開發(fā)，投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油為4.7 t，低于朝45區(qū)塊，但是采油強(qiáng)度高達(dá)0.75t/d·m，是朝45區(qū)塊的1.5倍。采油強(qiáng)度平均年遞減率16.3%，遠(yuǎn)高于朝45區(qū)塊的9.1%，遞減速度快。

2.低含水期長，中含水期含水上升速度快

開發(fā)前5年，雙301區(qū)塊的綜合含水一直低于朝45區(qū)塊（轉(zhuǎn)注），低含水期長，進(jìn)入中含水期后，含水上升速度加快，平均每年上升7.5個百分點(diǎn)，目前含水已經(jīng)達(dá)到46.1%。

表1 雙301-朝45區(qū)塊相同開發(fā)年限綜合含水對比表

3.采油速度高，采出程度高

雙301區(qū)塊初始采油速度3.43%，開發(fā)第9年還保持在1.15%，一直高于朝45區(qū)塊，且在相同開發(fā)年限下，采出程度也一直高于朝45區(qū)塊。采出程度小于11.0%時，在相同采出程度下，雙301區(qū)塊的含水也低于朝45區(qū)塊，低含水期長。綜合以上表明，雙301區(qū)塊的開發(fā)效果要好于朝45區(qū)塊。

4.常規(guī)注水調(diào)整效果差

針對區(qū)塊內(nèi)含水上升速度較快的現(xiàn)象，為了控制區(qū)塊內(nèi)含水上升，延長穩(wěn)產(chǎn)時間，從2007年我們就開始逐年增加對區(qū)塊內(nèi)注水井的調(diào)整工作。尤其是到了2010年含水上升的速度和比例均加快，我們無論是從調(diào)整井次上還是從調(diào)整手段上都在不斷加強(qiáng)。

我們?nèi)∽⑺{(diào)整后3個月開始觀察效果，注水調(diào)整后，雙301區(qū)塊含水繼續(xù)保持上升的趨勢，含水由之前的14.4%略升到15.8%，調(diào)后8個月含水上升到34.7%，日產(chǎn)油保持穩(wěn)定，調(diào)后8個月降到2.3 t，含水沒有得到有效的控制。

四、開發(fā)特征的原因分析

1.地質(zhì)因素

根據(jù)滲流力學(xué)的達(dá)西定律，在一定的井網(wǎng)的開發(fā)條件下，我們看出油井產(chǎn)量只是厚度和滲透率的關(guān)系曲線，有效厚度越大，滲透性越好，油井產(chǎn)量就越高。分別將雙301區(qū)塊的滲透率和產(chǎn)量以及有效厚度和產(chǎn)量的散點(diǎn)分布圖進(jìn)行線性回歸，看出滲透率與產(chǎn)量表現(xiàn)出較強(qiáng)的線性關(guān)系，滲透率越大產(chǎn)量越高。而有效厚度與產(chǎn)量的關(guān)系不大 ，說明雙301區(qū)塊影響產(chǎn)量高低的主要因素為滲透率。

雙301區(qū)塊主力砂體單一，層間物性差異大，滲透率大于9 mD的儲量高達(dá)50.2%，儲量主要集中在高滲透層，因此初期產(chǎn)量高。由于區(qū)塊儲層厚度小，平均有效厚度7.3 m，因此采油強(qiáng)度也高。在開發(fā)過程中，滲透率高的儲層先動用，油層見水后，進(jìn)行調(diào)整，由于區(qū)塊單向和不連通儲量比例高，儲量占區(qū)塊總儲量的65.4%，其它小層不能及時的起到接替作用，導(dǎo)致含水上升速度加快，產(chǎn)量下降，注水調(diào)整難度大。

2.水質(zhì)因素

懸浮物主要從兩個方面對儲層滲透率產(chǎn)生影響：一是懸浮物在儲層孔隙內(nèi)的聚集降低了流通孔道的端面的大小，增大了油水在此孔道內(nèi)流動時的阻力；二是懸浮固體在喉道處的不斷聚集形成“橋堵”，造成高滲透孔道的堵塞，迫使注入水沿著其他阻力更大的孔道流動，從而增大了油水流動的阻力。懸浮物超標(biāo)造成巖心孔隙滲透率的大幅度下降。

表2 2010～2012年雙二聯(lián)濾后水懸浮物（mg/L)

1.82012年12.614.115.314.265.2 43.12.52.42.1

根據(jù)地質(zhì)大隊巖心實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，懸浮物粒徑超標(biāo)倍數(shù)與滲透率下降率成正相關(guān)。雙二聯(lián)，懸浮物粒徑超標(biāo)5倍以上，主力油層滲透率14.7 mD，根據(jù)巖心實(shí)驗(yàn)結(jié)果，滲透率下降率為76.2%；非主力油層滲透率均小于10 mD，滲透率下降率達(dá)到80.1%。

式中f w-含水率，%；Kro、Krw－分別為油相、水相滲透率，mD；Φ－孔隙度，%；K－是絕對滲透率，mD；λ－啟動壓力梯度M Pa/c m；τ－極限剪切應(yīng)力；M－油水粘度比。

由于懸浮物超標(biāo)，導(dǎo)致儲層滲透率下降，使油相滲透率下降，從含水率公式看，由于滲透率下降，含水上升。

結(jié)論

1.雙301區(qū)塊采用350×150 m反九點(diǎn)菱形井網(wǎng)，延長低含水期。

2.雙301區(qū)塊高滲透層儲量比例大，初期產(chǎn)量高，采油強(qiáng)度高。

3.由于雙301區(qū)塊主力層單一，層間差異大，單向和不連通儲量比例大，導(dǎo)致常規(guī)注水調(diào)整效果差。