侯書揚，刁望慶，張 揆，伊 莎 （中石油大慶油田有限責任公司第二采油廠，黑龍江 大慶163414）

薩南開發(fā)區(qū)水驅(qū)開發(fā)歷經(jīng)基礎(chǔ)井網(wǎng)和以細化開采對象為主的三次加密調(diào)整，各區(qū)塊層系、井網(wǎng)都得到進一步優(yōu)化，但從當前開發(fā)階段來看，部分井網(wǎng)、層系已滿足不了當前精細開發(fā)的需求，個別區(qū)塊、層系注采適應(yīng)性差，多向水驅(qū)控制程度低，平面、縱向上開采不均衡，導(dǎo)致區(qū)塊產(chǎn)量遞減及含水上升速度快，局部區(qū)域、層段剩余油富集，因此，需探索研究進一步優(yōu)化井網(wǎng)、層系調(diào)整的方法，最大限度挖掘剩余油潛力。

1 剖析現(xiàn)狀，落實潛力，明確挖潛方向

在當前開發(fā)階段，各區(qū)塊井網(wǎng)、層系注采不適應(yīng)主要體現(xiàn)在2個方面：①縱向上開采井段長、層系劃分粗、動用狀況不均衡，主要體現(xiàn)在個別層系剩余油富集及部分薄差油層動用差；②平面上注采井距大，難以建立有效驅(qū)動壓力體系，注采不完善，水驅(qū)控制程度低［1］，主要體現(xiàn)在局部區(qū)域剩余油富集及剩余油局部零散井點。薩南開發(fā)區(qū)按照剩余油類型及規(guī)模，具體來說可概括為以下4個方面：

1.1 現(xiàn)井網(wǎng)條件下控制不住的層段

依據(jù)井網(wǎng)適應(yīng)性評價，尋找現(xiàn)井網(wǎng)條件下動用狀況差的層段，落實各類油層剩余油潛力。

1）A區(qū)SⅡ7－12層段潛力 A區(qū)SⅡ7－12層 （SⅡ指薩爾圖油層Ⅱ油組）僅基礎(chǔ)井網(wǎng)開采，注采井距大且河道多呈枝坨狀、條帶狀分布，平面上相變頻繁，窄小河道砂體水驅(qū)控制程度低，油層動用效果差。A區(qū)SⅡ7－12油層采出程度僅29.9%，剩余儲量比例仍然較大，層段水淹狀況基本以中、低、未水淹。

2）B區(qū)PⅠ5－7層段潛力 B區(qū)PⅠ5－7層 （PⅠ指葡萄花油層Ⅰ油組）于1964年采用行列井網(wǎng)投入開發(fā)，2排水井夾3排采油井，注采井距大，未進行加密調(diào)整。各沉積單元發(fā)育主河道3～4條，河道砂體窄，呈條帶狀、枝狀和坨狀分布，鉆遇率較低在12.5%～23.1%之間。根據(jù)對新認識的斷層、砂體、注采狀況等動靜結(jié)合綜合分析和多學(xué)科油藏研究，B區(qū)PⅠ5－7層剩余油呈大面積分布［2］，層段采出程度在29.3%～38.4%之間，含油飽和度在45.2%～55.4%之間，因此層段潛力較大。

1.2 現(xiàn)井網(wǎng)控制不住的局部剩余油富集區(qū)

在井網(wǎng)層系適應(yīng)性較好地區(qū)，受構(gòu)造及油層非均質(zhì)性影響，局部存在剩余油富集區(qū)。

1）C區(qū)潛力 C區(qū)綜合含水93.51%，采出程度只有39.96%，采油速度0.54%，與純油區(qū)對比含水高0.95%，采出程度低17.71%，進一步提高C區(qū)采收率成為亟待解決的問題。在精細儲層認識的基礎(chǔ)上，應(yīng)用多學(xué)科、井壁取芯、水淹層解釋等資料，綜合分析C區(qū)剩余油分布狀況及成因。剩余油分布：三、四條帶和西部過渡帶中部地區(qū)剩余油成片分布；一、二條帶和其他地區(qū)剩余油成零散分布，剩余油類型以注采不完善型為主。

2）B區(qū)斷塊局部剩余油富集區(qū)潛力 西部斷塊區(qū)斷層發(fā)育，井震聯(lián)合構(gòu)造再認識后，區(qū)域內(nèi)斷層由54條增加到118條，斷塊區(qū)油層連通狀況極差，局部地區(qū)形成了多個封閉和半封閉斷塊，局部區(qū)域形成了因有采無注、無注無采或斷層遮擋而形成的大片剩余油富集區(qū)［3］。

1.3 現(xiàn)井網(wǎng)條件下注采不完善的油層

依據(jù)井網(wǎng)適應(yīng)性評價，尋找注采不完善的井網(wǎng)，落實剩余油潛力及分布規(guī)律。

1）B區(qū)東部高臺子油層潛力 針對B區(qū)東部高臺子油層油水井數(shù)比高，注水井吸水能力差，水驅(qū)控制程度低，含水上升及產(chǎn)量遞減速度快的實際，通過吸水剖面、密閉取心、多學(xué)科油藏研究［4］及綜合分析等手段，進一步落實了高臺子油層剩余油潛力。剩余油平面分布零散。主要以注采不完善和吸水差為主。統(tǒng)計58個單砂層，剩余油井點數(shù)在40%以上的有16個，占27.59%，剩余油井點數(shù)主要在20%～39%之間，占48.28%。剩余油縱向上分布不集中。剩余油在各油層組、各砂巖組均有分布，其中高Ⅰ、高Ⅱ組剩余油厚度較大，平均單井剩余油有效厚度2.0m，占全井厚度的15.27%。

2）A區(qū)二次加密井網(wǎng)潛力 A區(qū)二次加密采用反九點面積井網(wǎng)布井方式，開采對象以薄差油層為主，射孔井段長，油水井數(shù)比高，多向水驅(qū)控制程度低。根據(jù)儲層精細解剖［5］、注采適應(yīng)性分析，三類油層主要以注采不完善、原井網(wǎng)動用差為主。

1.4 縱向上動用差的薄差油層

部分加密調(diào)整井網(wǎng)開采層位為薩、葡、高合采，縱向上開采跨度大，部分井網(wǎng)平均層段跨度達到200米左右，層間矛盾突出，薄差油層動用狀況差。統(tǒng)計杏一區(qū)26口注水井吸水剖面資料，有效厚度0.2～0.4m油層和表外儲層吸水砂巖厚度比例僅為68.98%和58.77%。

2 井網(wǎng)層系優(yōu)化調(diào)整，開發(fā)效果持續(xù)改善

以構(gòu)建新的地下認識體系為基礎(chǔ)，以完善單砂體注采系統(tǒng)為核心，打破現(xiàn)有的井網(wǎng)層系限制，平面上綜合利用各套井網(wǎng)，縮小注采井距，縱向上細劃開發(fā)層系，減小層間干擾，單元上完善砂體注采關(guān)系，建立有效驅(qū)動體系［6］。

2.1 實施井網(wǎng)重構(gòu)，挖掘富集層段剩余油潛力

1）開展D區(qū)SⅡ7－12層井網(wǎng)重構(gòu)現(xiàn)場試驗 SⅡ7－12層為基礎(chǔ)井網(wǎng)開采對象，細分沉積微相后，發(fā)現(xiàn)窄小河道砂體水驅(qū)控制程度只有60.94%，注采適應(yīng)性較差。通過薩差層系一次加密井補孔，與基礎(chǔ)井網(wǎng)共同形成250m左右規(guī)則反九點法注水方式［7］，水驅(qū)控制程度提高到91.92%，采收率提高1.19%。共實施注水井補孔23口，采油井補孔54口。實施后，基礎(chǔ)井網(wǎng)開發(fā)效果明顯改善，2007年當年自然遞減率4.07%，同期減緩3.18%，目前仍保持在6%以內(nèi)。補孔采油井平均單井日增油7.7t，截至目前已累積增油22.6×104t。2008年以來在南五－八區(qū)逐區(qū)推廣，預(yù)計二類油層調(diào)整潛力井145口。增加可采儲量98.6×104t。

2）開展B區(qū)西部PⅠ5－7層綜合挖潛現(xiàn)場試驗 針對PⅠ5－7層僅基礎(chǔ)行列井網(wǎng)開采，注采井距大、采出程度低的實際，開展PⅠ5－7層綜合挖潛現(xiàn)場試驗。試驗區(qū)位于B區(qū)西部，北起F區(qū)4排，南至B區(qū)1排，開發(fā)面積1.47km2，PⅠ5－7層地質(zhì)儲量94.63×104t，共有油水井165口。根據(jù)剩余油成因及類型制定了綜合挖潛模式：利用一次加密葡差層系補孔，構(gòu)成注采井距250m左右的四點法面積井網(wǎng)進行挖潛［8］。設(shè)計油水井補孔13口，其中注水井補孔4口，采油井9口。單井補開砂巖厚度9.1m，有效厚度5.4m。截至目前，已實施采油井補孔3口，補開砂巖厚度9.3m，有效厚度3.7m，補孔前后對比，日產(chǎn)液增加48t，日產(chǎn)油增加14.4t，綜合含水下降6.4%。

2.2 實施井網(wǎng)綜合利用，挖掘富集區(qū)剩余油潛力

1）開展C區(qū)井網(wǎng)綜合利用 針對C區(qū)剩余油分布特征，分條帶治理。成片分布的剩余油，采用加密調(diào)整與老井綜合利用相結(jié)合的做法［9］，實施面積27.2km2，新鉆井201口，增加可采儲量87.24×104t。零散分布剩余油，采取層系井網(wǎng)綜合利用的方法，推廣面積51.6km2，新鉆井198口，老井利用242口，增加可采儲量245.41×104t。例如G區(qū)綜合治理區(qū)塊，一、二條帶以挖潛剩余油為主，三、四條帶以完善注采關(guān)系為主，充分利用現(xiàn)井網(wǎng)，采用三角形中心布井，新老井結(jié)合完善注采關(guān)系。注水井投注44口，采油井投產(chǎn)43口，老井利用開井29口。治理后，區(qū)塊開發(fā)效果明顯改善，截至目前已累積增加產(chǎn)油8.38×104t，采油速度由0.17%增加到0.36%，老井含水由治理前的93.58%穩(wěn)定到目前93.46%。2008年逐步推廣到過渡帶300、350m地區(qū)。

2）開展B區(qū)西綜合治理挖潛研究 根據(jù)三維地震構(gòu)造解釋成果，結(jié)合開采薩、葡差油層注采關(guān)系分析，在斷層邊部存在剩余油富集區(qū)，主要存在3種可動油類型：在斷塊封閉區(qū)有采無注型；斷層邊部有采無注型；緩注井區(qū)注采不完善型。根據(jù)上述剩余油成因類型，制定3種挖潛對策：注采不完善潛力區(qū)采油井轉(zhuǎn)注；有采無注型區(qū)域增布補充井；斷塊封閉區(qū)井網(wǎng)重組、油水井對應(yīng)補孔。共設(shè)計采油井轉(zhuǎn)注16口，補充設(shè)計調(diào)整油水井27口，油水井補孔34口。實施油井補孔5口，補開砂巖厚度15.4m，有效厚度7.0m，補孔前后對比，日產(chǎn)液增加135t，日產(chǎn)油增加19.6t，綜合含水下降1.78%。

2.3 實施注采系統(tǒng)調(diào)整，挖掘注采不完善剩余油潛力

1）開展B區(qū)東部高臺子油層注采關(guān)系優(yōu)化現(xiàn)場試驗 為改善高臺子油層開發(fā)效果，進一步提高區(qū)塊采收率，在南二區(qū)東部開展現(xiàn)場試驗，探索優(yōu)化高臺子油層注采系統(tǒng)的方法。高臺子油層剩余油以局部注采不完善和吸水差為主，是區(qū)塊進一步優(yōu)化調(diào)整的主要對象。根據(jù)剩余油成因及類型制定挖潛模式，主要以完善注采關(guān)系為主，提高多向水驅(qū)控制程度，將高臺子油層基礎(chǔ)井網(wǎng)注水井排兩側(cè)的采油井井排隔井轉(zhuǎn)注，形成250m五點法面積井網(wǎng)。同時2套井網(wǎng)綜合利用，與一次加密采油井相互射孔，相互補充，進一步完善單砂體注采關(guān)系。設(shè)計采油井轉(zhuǎn)注11口，采油井補孔21口，預(yù)計增加可采儲量2.64×104t，提高區(qū)塊采收率0.88%。未來幾年，將全面開展高臺子油層注采關(guān)系優(yōu)化調(diào)整，完善單砂體注采關(guān)系，預(yù)計南二、三區(qū)可實施采油井轉(zhuǎn)注133口，油水井補孔241口，增加可采儲量31.92×104t。

2）開展A區(qū)二次加密注采系統(tǒng)調(diào)整 2006年以來，先后開展了J區(qū)二次加密注采系統(tǒng)調(diào)整工作，共實施采油井轉(zhuǎn)注27口，采油井補孔15口，注水井補孔14口。實施后，增加可采儲量6.48×104t。K區(qū)二次加密調(diào)整后，油水井數(shù)比由2.30降為1.84。轉(zhuǎn)注井區(qū)多向水驅(qū)控制程度分別提高了27.27%和35.29%。當年井區(qū)自然遞減率減緩2.76%。在轉(zhuǎn)注的基礎(chǔ)上，采油井補孔7口，補孔后平均單井日增液27t，日增油4.7t，含水下降9.6%。

2.4 實施層系重組，挖掘薄差油層剩余油潛力

開展L區(qū)井網(wǎng)重構(gòu)現(xiàn)場試驗。主要依靠現(xiàn)井網(wǎng)補孔和封堵，將5套井網(wǎng)1套層系重組為4套井網(wǎng)3套層系，實現(xiàn)由井網(wǎng)加密向?qū)酉导毞值霓D(zhuǎn)變。共實施油水井補孔44口，其中注水井補孔17口，采油井補孔27口。實施后水驅(qū)控制程度提高11.15%，2年已累計增油2.9×104t，采油速度增幅達65.74%，油層動用厚度比例提高15.1%，2011年自然遞減率同比減緩7.20%。預(yù)計采收率提高3%，可采儲量增加37.3×104t。

3 幾點認識

（1）油田進入高含水開發(fā)后期，針對剩余油分布零散、挖潛難度大的實際，以地質(zhì)再認識為基礎(chǔ)，剖析開發(fā)現(xiàn)狀，可進一步落實儲量潛力，為綜合挖潛指明方向。

（2）平面上綜合利用各套井網(wǎng)，縮小注采井距，縱向上細劃開發(fā)層系，減小層間干擾，單元上完善砂體注采關(guān)系，建立有效驅(qū)動體系，可有效改善特高含水期水驅(qū)開發(fā)效果。

（3）層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整，為特高含水期水驅(qū)調(diào)整提供了新的模式，為尋找接替潛力指出新的方向。

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