劉艷（大慶油田有限責(zé)任公司第十采油廠第二油礦 黑龍江 大慶 166405）

一、區(qū)塊基本情況

A區(qū)塊含油面積3.5km2，地質(zhì)儲(chǔ)量276.0×104t，可采儲(chǔ)量77.28×104t。有效孔隙度17.0%，滲透率15.4m D，含油飽和度59.0%，地層原油粘度23.9m Pa.s。

A區(qū)塊推廣區(qū)油層分類評(píng)價(jià)表

截止到2012年12月有油井48口，開井43口，日產(chǎn)油31.6t，平均單井日產(chǎn)油0.7t，累積采油60.91×104t，采油速度0.42%，采出程度27.16%；注水井30口，開井22口，日注水301m3，平均單井日注水14m3，累積注水339.11×104m3，綜合含水55.4%，年注采比3.7，累積注采比2.46。地層壓力7.63MPa，總壓差-0.77MPa，地飽壓差0.81MPa。

二、精細(xì)水驅(qū)調(diào)整的做法及效果

1.精細(xì)油藏描述

一是細(xì)分主力沉積單元，井間砂體注采對(duì)應(yīng)關(guān)系更加明確。二是細(xì)分河道砂微相，單一河道砂體平面非均質(zhì)認(rèn)識(shí)更加清楚。三是細(xì)分單一河道邊界，復(fù)合曲流帶平面非均質(zhì)認(rèn)識(shí)更加清楚。四是細(xì)分單砂體連通關(guān)系，水驅(qū)方向的強(qiáng)弱優(yōu)勢更加清楚。

2.根據(jù)細(xì)分層注水技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，提高儲(chǔ)層動(dòng)用程度

根據(jù)精細(xì)儲(chǔ)層解剖及精細(xì)分層注水的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，A區(qū)塊推廣區(qū)實(shí)施籠統(tǒng)改分層1口井，細(xì)分層6口井。精細(xì)分層調(diào)整后，分注率由89.3%提高到93.9%，提高4.6個(gè)百分點(diǎn)（轉(zhuǎn)投注5口井）；單井層段數(shù)由2.8個(gè)增加到4.5個(gè)，層段內(nèi)滲透率變異系數(shù)由0.32下降到0.04，不連通層單卡5個(gè)，控制無效注水25m3；吸水厚度比例由68.1%提高到70.9%，提高2.8個(gè)百分點(diǎn)。周圍連通15口油井，井區(qū)日產(chǎn)油由14.8t穩(wěn)定到14.0t，綜合含水由49.3%到49.0%，保持穩(wěn)定。

3.加密調(diào)整

A區(qū)塊推廣區(qū)被斷層分成東西兩部分。針對(duì)斷層?xùn)|西兩部分的開發(fā)特點(diǎn)，采取不同的調(diào)整措施，其中西部以綜合水驅(qū)調(diào)整，挖潛剩余油為主；東部以加密結(jié)合注采系統(tǒng)調(diào)整，加強(qiáng)二三類儲(chǔ)層的有效動(dòng)用為主。

201 3年在區(qū)塊東部采取“3、2、1”變井距方式加密，共布加密井20口，其中加密采油井19口，加密水井1口，注采系統(tǒng)調(diào)整轉(zhuǎn)注4口，注水井轉(zhuǎn)抽1口井。加密后油水井總數(shù)為98口，其中采油井64口，注水井34口，油水井?dāng)?shù)比1.88:1，井網(wǎng)密度28口/km2。

（1）儲(chǔ)層動(dòng)用狀況增加

加密區(qū)基礎(chǔ)老井有效厚度9.5m，連通厚度7.4m，水驅(qū)控制程度77.8%；加密調(diào)整后，有效厚度9.8m，連通厚度8.0m，水驅(qū)控制程度上升到82.0%，增加4.2個(gè)百分點(diǎn)；水驅(qū)儲(chǔ)量增加15.83×104t，其中單向儲(chǔ)量減少32.38×104t，雙向儲(chǔ)量增加46.16×104t，三向及以上儲(chǔ)量增加2.05×104t。加密調(diào)整后由于井距縮小，提高了對(duì)砂體的控制程度，二三類儲(chǔ)層動(dòng)用狀況增加，鉆遇率分別增加5.8個(gè)百分點(diǎn)和6.1個(gè)百分點(diǎn)，平均單井有效厚度分別增加0.13m和0.23m。

A區(qū)塊加密區(qū)油層分類評(píng)價(jià)表

（2）地層憋壓情況得到緩解，但壓力分布不均衡

從加密井區(qū)靜壓資料看，地層憋壓狀況得到緩解，水井地層壓力由20.68MPa下降到19.03MPa，油井地層壓力由7.78MPa下降到6.8MPa，下降0.98MPa，注采壓差由12.9MPa下降到12.23MPa。

但井區(qū)地層壓力分布不均衡。如朝B井組，水井壓力20.68MPa，南北向油井朝C井地層壓力10.26MPa，相鄰加密井地層壓力也達(dá)到11.47MPa；而角向油井朝D井地層壓力4.15MPa，相鄰加密井地層壓力只有3.98 MPa，井區(qū)呈現(xiàn)西—西北壓力高、東—東南壓力低的特點(diǎn)。分析原因：一是與砂體沉積有關(guān)，主力層FII1在該井西—西北方向?yàn)橹黧w河道砂，而東—東南方向?yàn)榉侵黧w河道砂，儲(chǔ)層物性相對(duì)較差。二是與水淹程度有關(guān)，由于西—西北方向儲(chǔ)層物性好，水線推進(jìn)速度快，平均單井日產(chǎn)液4.0t，綜合含水83.5%，地層壓力高達(dá)10.87MPa，超過原始地層壓力2.47MPa；而東—東南方向由于儲(chǔ)層物性相對(duì)較差，水線推進(jìn)慢，平均單井日產(chǎn)液2.1t，綜合含水30.7%，地層壓力只有3.94MPa。

（3）加密區(qū)注采系統(tǒng)調(diào)整

調(diào)整注采系統(tǒng)，A區(qū)塊加密區(qū)注采系統(tǒng)調(diào)整轉(zhuǎn)注4口井，加密和轉(zhuǎn)抽水井各1口，其中有4口井屬于注采不完善井區(qū)油井轉(zhuǎn)（投）注，1口井屬于長關(guān)井治理轉(zhuǎn)注。5口水井日配注165m3，日注水140m3，注水壓力10.3MPa，注水強(qiáng)度3.42m3/d.m，比老注水井注水強(qiáng)度高0.89m3/d.m，目前日注水138m3，平均單井累計(jì)注水0.12×104m3，注水壓力13.3MPa，比老注水井低0.9 MPa。

（4）加密效果

加密井自2013年7月開始投產(chǎn)，目前已投產(chǎn)16口，平均單井有效厚度10.0m，連通厚度8.7m，初期日產(chǎn)液59.8t，日產(chǎn)油25.7t，平均單井日產(chǎn)油1.6t，含水57.0%，沉沒度152.4m。目前日產(chǎn)液49.5t，日產(chǎn)油22.3t，平均單井日產(chǎn)油1.4t，比基礎(chǔ)老井高0.6t，月度遞減幅度6.6%；綜合含水54.7%，比基礎(chǔ)老井綜合含水57.0%低2.3個(gè)百分點(diǎn)，沉沒度42.5m。加密后區(qū)塊采油速度由0.44%提高到0.78%，提高了0.34個(gè)百分點(diǎn)，加密效果較好。

三、下步措施建議

1.完善加密區(qū)精描成果

A區(qū)塊推廣區(qū)經(jīng)過加密調(diào)整后，對(duì)砂體發(fā)育及剩余油分布又有了新的認(rèn)識(shí)，需要根據(jù)加密井各項(xiàng)動(dòng)靜態(tài)資料，重新繪制沉積相帶圖及水淹狀況圖，再根據(jù)新的精描成果，重新進(jìn)行分析調(diào)整，保證區(qū)塊良好的開發(fā)效果。

2.加強(qiáng)加密區(qū)精細(xì)調(diào)整

A區(qū)塊加密區(qū)計(jì)劃投產(chǎn)加密井19口，目前已投產(chǎn)16口。待井區(qū)注采系統(tǒng)完善后，結(jié)合加密井產(chǎn)量及含水情況，結(jié)合砂體發(fā)育及剩余油分布，進(jìn)一步采取水驅(qū)精細(xì)調(diào)整，保證加密效果。

3.加大油水井修井力度

A區(qū)塊推廣區(qū)有基礎(chǔ)油井48口，套變井20口，占油井?dāng)?shù)的41.7%，修復(fù)15口，修復(fù)率75%。油水井套變給下步措施調(diào)整及挖潛帶來較大難度，因此建議進(jìn)一步加大油水井修井力度。

結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1.朝陽溝油田自2009年開始在朝55區(qū)塊進(jìn)行精細(xì)水驅(qū)調(diào)整示范區(qū)，經(jīng)過4年的實(shí)踐與認(rèn)識(shí)，有效地推動(dòng)了油田整體開發(fā)水平的提高。

2.通過對(duì)區(qū)塊實(shí)施精細(xì)水驅(qū)調(diào)整，可以看出，剩余油動(dòng)用已加強(qiáng)弱水驅(qū)動(dòng)用為主，充分挖掘這類油層中的剩余油，提高油田采收率。

[1]廉培慶;李琳琳;程林松.氣頂邊水油藏剩余油分布模式及挖潛對(duì)策[J];油氣地質(zhì)與采收率;2012年03期.

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