張晶（大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠第三油礦工藝隊(duì)，黑龍江大慶 163000）

中區(qū)西部高臺(tái)子加密井網(wǎng)特高含水期剩余油挖潛方法探討

張晶（大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠第三油礦工藝隊(duì)，黑龍江大慶 163000）

中區(qū)西部高臺(tái)子加密井網(wǎng)已進(jìn)入特高含水期開(kāi)采，注入水低效無(wú)效循環(huán)嚴(yán)重。通過(guò)動(dòng)、靜態(tài)資料綜合分析，尋找剩余油的富集區(qū)。針對(duì)不同儲(chǔ)層沉積微相及單砂體的動(dòng)用、水淹狀況，優(yōu)化各項(xiàng)措施?？偨Y(jié)出開(kāi)采過(guò)程的實(shí)踐認(rèn)識(shí)，解決影響因素，摸清單井潛力，大力推進(jìn)精細(xì)分析，精細(xì)挖潛，精細(xì)測(cè)調(diào)，通過(guò)油水井的綜合調(diào)整，使開(kāi)發(fā)效果達(dá)到極限，為水驅(qū)特高含水期的“控水挖潛”工作提供一定的理論和實(shí)踐依據(jù)。

剩余油分布；綜合調(diào)整；水淹層

中區(qū)西部高臺(tái)子加密井于2009年投入開(kāi)發(fā)，由于加密井開(kāi)發(fā)的目的油層多、油層物性差且臨近高含水層，該區(qū)塊基礎(chǔ)含水高于預(yù)期含水，含水上升速度快，較短時(shí)間內(nèi)就進(jìn)入特高含水期開(kāi)采。為進(jìn)一步延長(zhǎng)油田穩(wěn)產(chǎn)期，實(shí)現(xiàn)“穩(wěn)油控水”目標(biāo)，必須弄清剩余油分布特征，適時(shí)采取措施挖潛方法。

1 基本概況

中區(qū)西部高臺(tái)子位于薩爾圖油田薩中開(kāi)發(fā)區(qū)中部，北起中三排水井排，南至中七排水井排，西起108#、121#斷層與西區(qū)相鄰，東至112#、126#斷層與中區(qū)西部相連，含油面積9.04km2，總地質(zhì)儲(chǔ)量4876.6×104t。

為緩解儲(chǔ)采失衡的矛盾，完善注采關(guān)系，提高剩余油動(dòng)用程度，該區(qū)塊于2009年進(jìn)行加密調(diào)整。現(xiàn)共有油水井370口，注采井?dāng)?shù)比為1：1。

2 剩余油分布特征及原因分析

2.1 剩余油分布特征

目前中區(qū)西部高臺(tái)子高Ⅱ組油層有11個(gè)沉積單元采出程度大于40%，動(dòng)用程度高，有15個(gè)沉積單元采出程度小于30%，動(dòng)用程度低，其余8個(gè)沉積單元采出程度在30-40%之間。高Ⅲ油層有有17個(gè)沉積單元采出程度大于40%，動(dòng)用程度高，6個(gè)沉積單元采出程度在30-40%之間。

2.1.1 油層厚度與剩余油量呈反趨勢(shì)

高臺(tái)子有效厚度大于1.0m油層動(dòng)用狀況較好，三次吸水有效厚度比例達(dá)到50%以上，未吸水砂巖厚度僅為3.8%。有效厚度小于1.0m油層動(dòng)用狀況相對(duì)較差，三次吸水砂巖厚度比例為25%左右，只有一次吸水和未吸水砂巖厚度占42.2%?？梢钥闯?，厚度越小，吸水比例越低，剩余潛力主要集中在有效厚度小于1.0m油層及表外儲(chǔ)層。

2.1.2 薄差油層剩余潛力大

高臺(tái)子油層鉆遇有效厚度96.4m，水淹層總有效厚度比例達(dá)到97%，中、高水淹層有效厚度比例為90.2%，低、未水淹層有效厚度比例為9.7%。其中，有效厚度0.5m以上油層均100%水淹，水淹較嚴(yán)重；有效厚度小于0.5m的油層高水淹有效厚度只有7.4%，仍有44.4%低、未水淹有效厚度，說(shuō)明有效厚度小于0.5m油層現(xiàn)井網(wǎng)水驅(qū)動(dòng)用狀況差，水驅(qū)剩余潛力較大。

2.1.3 表外儲(chǔ)層是剩余油的富集處

高臺(tái)子油層砂巖水洗厚度達(dá)到62.7%，有效水洗厚度達(dá)到86.6%。有效厚度大于等于0.5m的油層已層層見(jiàn)水，水洗有效厚度比例達(dá)到92.9%，有效厚度小于0.5m的表內(nèi)儲(chǔ)層水洗有效厚度為77.6%，表外儲(chǔ)層只有31.3%的砂巖厚度水洗。水洗段驅(qū)油效率雖然達(dá)到了42%左右，但采出程度僅34.5%，仍有一定的剩余油潛力。

2.1.4 射開(kāi)層數(shù)多，層間干擾嚴(yán)重，有剩余油存在

中區(qū)西部高臺(tái)子層間干擾剩余油，由于注水井處于差油層或表外層位置，受層間干擾單層吸水差或不吸水，平面上井組內(nèi)部存在剩余油。

2.1.5 非主流線區(qū)域內(nèi)仍有少數(shù)剩余油分布

由于原井網(wǎng)注采關(guān)系已形成多年，原主流線上的剩余油已較少，非主流線區(qū)域內(nèi)的剩余油豐富。

2.1.6 井網(wǎng)控制不住、斷層遮擋、注采不完善井區(qū)有剩余油分布

井網(wǎng)控制不住型剩余油，平面上分布在零星分布的朵狀或窄條帶狀砂體，由于砂體規(guī)模小、井距大、井網(wǎng)難以控制形成剩余油。另外，還有少數(shù)因斷層遮擋或注采不完善形成的剩余油，但分布零散。

2.2 原因分析

2.2.1 物性差異是決定剩余油分布的關(guān)鍵。物性好的先驅(qū)替，先水洗，剩余油少；物性差的后驅(qū)替，后水洗，剩余油多。

2.2.2 多旋回沉積、多相帶組合，使薄差層成為剩余油的存儲(chǔ)地。

3 剩余油挖潛方法及效果評(píng)價(jià)

3.1 采油井壓裂，可提高薄差層、表外儲(chǔ)層的導(dǎo)流能力

中區(qū)西部高臺(tái)子加密井網(wǎng)開(kāi)采主要對(duì)象是表內(nèi)薄層砂及表外層，油層屬于三角洲前緣相沉積，砂體特點(diǎn)是砂體粒度細(xì)、泥質(zhì)和鈣含量高、物性較差，屬于中低滲透率油層，整體表現(xiàn)為韻律段間差異、層間滲透率差異較小，平面上砂體發(fā)育較穩(wěn)定，連續(xù)性較好，油層相對(duì)較均質(zhì)。要?jiǎng)佑么祟悆?chǔ)層的儲(chǔ)量，壓裂最有效。

3.2 多種措施結(jié)合調(diào)整注水井，改善油層吸水狀況

注水井存在層段內(nèi)油層物性差異較大。如一個(gè)層段內(nèi)既有河道砂，又有表外層發(fā)育的薄層砂的油層。由于沉積類型不同，滲透率級(jí)差較大，吸水能力差異較大，層間干擾嚴(yán)重，可采用多種措施結(jié)合進(jìn)行注水井調(diào)整。

3.3 階段性實(shí)施，及時(shí)調(diào)整

中區(qū)西部高臺(tái)子加密井網(wǎng)投產(chǎn)表現(xiàn)出含水偏高，上升速度快的特點(diǎn)。通過(guò)改變液流方向，擴(kuò)大注入水波及體積，挖潛非主流線區(qū)域內(nèi)的剩余油。通過(guò)新老匹配工作，含水上升速度減緩。

3.4 補(bǔ)孔挖潛，提高水驅(qū)控制程度，挖掘剩余油

中區(qū)西部高臺(tái)子原井網(wǎng)高Ⅱ組單采，采用九點(diǎn)法，300× 300m大井距，開(kāi)采對(duì)象是高Ⅱ1-24單元。2010年加密井投產(chǎn)后，對(duì)老井網(wǎng)高Ⅱ組進(jìn)行調(diào)整。

4 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

4.1 剩余油分析是特高含水期開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵。

4.2 有效厚度小于0.5m的表內(nèi)薄層砂及表外層油層是剩余油的富集區(qū)。

4.3 多種資料結(jié)合，是研究剩余油分布規(guī)律的有效保證。

4.4 多種措施結(jié)合，挖潛剩余油效果更佳。