宋芳屯油田南部芳156区块综合挖潜措施研究

冯 博 （中石油大庆油田责任有限公司第八采油厂，黑龙江 大庆163514）

宋芳屯油田南部芳156区块断层发育频度较高，砂体以片状、窄条带席状发育为主，不连通及单向连通厚度比例高，平面矛盾突出，井间开发效果差异大，现井网依靠常规注水调整和措施改造难以改善区块整体开发效果。为此，笔者对宋芳屯油田南部芳156区块综合挖潜措施进行了研究。

1 芳156区块剩余油状况分析

1.1 油层和薄差层动用状况

芳156区块平均单井发育厚度3.4m，单井发育有效厚度层数少 （仅为4.0个），单层发育厚度薄 （仅为0.86m）。单层有效厚度主要分布在0.5～2m之间，共有556层，占总层数的62.4%，占总有效厚度的64.2%；单层有效厚度大于2m的层有72个，占总层数的8.1%，占总有效厚度的24.1%。从吸水剖面看，油层动用程度较高，纯砂岩动用相对较差。从各小层看，PⅠ1～PⅠ51层 （PⅠ指葡萄花油层Ⅰ油组）动用较好，平均吸水厚度比例96.8%，PⅠ52、PⅠ6层动用状况较差，主要原因是砂体发育差，连通性差，有效钻遇率低仅为25.7%、10.4%；从厚度上看，纯砂岩吸水厚度比例较低，为61.3%。

1.2 区块剩余油分布情况

根据芳156区块油层组的实际发育情况，细分油层，确定模拟层自PⅠ1～PⅠ7共10层。目前区块井间距离为300m，考虑井网加密后，井距可能缩小到212m，模拟网格划分结果为201×377个，平均模拟网格为30m×30m，数值模型共有201×377×10＝757770个节点。

芳156区块沉积相剩余油分布情况如表1所示。从表1可以看出，剩余油主要分布在三角洲外前缘相，其中主体薄层席状砂、主体厚层席状砂虽然采出程度较高，但是剩余可采储量较大，是下一步挖潜的重点。三角洲内前缘相、滨湖浅水相发育有效厚度层数少，剩余油可采储量较小，其中水下分流河道砂、砂坝砂发育有效厚度相对较大，采出程度较高，剩余可采储量较小，主体席状砂、主体滩地砂及非主体滩地砂有效厚度小，剩余可采储量小，进一步挖潜余地小。

1.3 区块剩余油类型

剩余油的分布受储层性质、原始含油饱和度以及开发条件的影响。通过静态资料和动态资料的综合分析，逐井逐层确定了芳156区块剩余油类型，即断层遮挡型、注采不完善型、单向注水型、平面干扰型和层间干扰型。

1）断层遮挡型 该类型剩余油存在于断块2侧断层发育区，由于断层遮挡或存在尖灭区，在采油井或注水井之间的部位形成剩余油。该类型剩余油砂岩厚度168.3m，有效厚度136.3m，占总剩余油厚度的30.0%。

表1 芳156区块沉积相剩余油分布情况

2）注采不完善型 由于砂体规模小及断层遮挡，会造成平面上有采无注或有注无采。该类型剩余油砂岩厚度134.5m，有效厚度103.6m，占剩余油有效厚度的22.8%。

3）单向注水型 由于砂体规模小，油井只有一个注水受效方向而形成该类型剩余油，其砂岩厚度143.9m，有效厚度117.8m，占总剩余油有效厚度的25.6%。

4）平面干扰型 该类型剩余油大多分布于砂体相变部位，由于注水井或油井油层物性差，导致注水井吸水差或者油井产出差而形成该类型剩余油，其砂岩厚度108.0m，有效厚度84.2m，占总剩余油有效厚度的18.5%。

5）层间干扰型 该类型剩余油大多分布在薄差层，由于主力油层物性好，连通好，形成注水突进，导致薄差层得不到充分动用。该类型剩余油砂岩厚度17.0m，有效厚度13.9m，占总剩余有效厚度的3.1%。

2 综合挖潜措施的实施

2.1 优化井网开展加密调整

通过经济调整界限研究［1］，确定了区块经济极限井网密度、加密井初期经济极限日产油、加密井平均经济极限日产油、经济极限累产油、经济极限井距、布井有效厚度下限等 （见表2）。

表2 芳156区块不同油价下加密调整经济界限计算表

根据单井初期经济极限日产量，确定油田不同部位加密井采油强度，即井网中心加密井采油强度为0.75t／（d·m），断层附近及井网边部加密井采油强度为0.83t／（d·m），通过计算得到不同油价下有效厚度下限 （见表3）。

表3 不同油价下有效厚度下限表

根据经济界限研究结果，确定区块加密方式为中心加密为主，辅以灵活加密方式，并结合油井转注及长关油、水井的恢复利用，从而完善注采关系。具体调整方案如下：部署油水井130口，其中油井117口 （包含2口水平井、1口密闭取心井，注水井13口）；转注老井23口。预测芳156区块油井初期日产油1.8t，加密水平井的产能按周围直井产量的3倍进行预测，生产时间300d，其产能规模为6.67×104t。

2.2 优化井型部署水平井

加密水平井对主力油层控制较好，控制面积较大，可以得到较高的初期产量，从而最大限度地挖掘剩余油［2］。结合芳156区块剩余油分布特征，通过对已开发井储层砂体逐层分析，加大水平井应用力度，进一步完善加密水平井剩余油挖潜技术。加密水平井具体布井条件如下：井区剩余油富集；存在2个或2个以上发育稳定、厚度相对较大的油层；单井地质储量相对较高；部署井位后可形成较为完善的注采井网。在芳156区块部署水平井2口，预测钻遇水平段长度分别为600m和550m，预计地质储量分别为3.7×104t、5.2×104t。

2.3 对老井进行综合治理

对老井进行综合治理的具体措施如下：①对与加密井连通的已关注水井恢复注水。预计共有8口注水井恢复注水。②针对加密水井、转注井及恢复注水井连通的高含水低效油井，通过液流方向的改变增加水驱厚度或水驱方向厚度，可实施措施或恢复采油。预计实施措施13口，恢复长关井8口，预计年增油0.35×104t，调整后区块采油速度由0.4%提高到1.0%，年注采比由1.1提高到1.3。

3 结 语

通过对芳156区块油藏地质特征分析、油藏精细描述和开发效果分析，结合油藏数值模拟结果，对芳156区块实施加密调整。通过井网加密与注采系统调整，统一考虑新老井，完善注采关系，充分挖掘剩余油，可以达到改善区块开发效果、增加可采储量的目的，同时能为编制同类区块综合调整方案提供技术支持。