葡萄花油层特低丰度储量区块高含水期治理方法探讨

2013-12-01中石油大庆油田责任有限公司第八采油厂地质大队黑龙江大庆163514

长江大学学报(自科版) 2013年16期

张梅（中石油大庆油田责任有限公司第八采油厂地质大队，黑龙江大庆163514）

1 区块概况

肇州油田芳483区块位于肇州鼻状构造下倾部位的东翼，总体上为一向北东方向倾没的斜坡，开发目的层为葡萄花油层。区块动用含油面积6.7km2，地质储量153.6×104t，可采储量39.9×104t，储量丰度22.93×104t／km2，储层空气渗透率55.1×10－3μm2，孔隙度19.6%，地层原油黏度为9.77mPa·s，为葡萄花油层特低丰度储量区块。芳483区块于1999年11月投入开发，初期采用300m×300m反九点法面积井网同步注水开发，投产油井50口，水井21口，平均单井射开砂岩厚度5.0m，有效厚度2.3m。初期平均单井日产液4.8t，日产油4.6t，综合含水4.2%。区块投产2年后，含水上升呈现方向性，监测结果显示该区块存在近东西向的非贯穿型裂缝及高渗透条带。为改善开发效果，2002～2006年先后转注13口水井排油井，调整为线性注水井网，但因区块内断层发育频度大，断层切割作用使部分井组无法实现两侧线性注水，区块含水上升速度未得到减缓。

2 影响区块开发效果的因素

2.1 区块地层条件差，措施余地小

区块单井层数少，单层厚度薄，70%的井发育3～5个小层，全井有效厚度主要在1～4m之间，单层有效厚度在0.5～1.0m之间，78.4%的小层有效厚度小于1m。区块单井钻遇主力层数少，40%以上的油井只有1个主力油层（有效厚度大于1.0m），层间接替能力差。储层非均质性强，断层发育频度为2.40条／km2。区块水驱控制程度87.6%，但主要以单侧驱油为主，单侧连通比例达58.7%，且油田开发进入高含水期，措施余地小。

2.2 区块存在空白井区，储量动用程度低

在现井网、井距条件下，芳483区块内存在6个缺失井点区，未动用面积1.38km2，地质储量31.6×104t，占总储量的20.6%。这部分储层目前井网难以动用，造成部分储量损失，储量动用程度低。

2.3 区块井网适应性差，存在一定程度剩余油

芳483区块调整成线性注水井网后，由于区块内断层发育，导致调整效果差，井网对砂体的适应性差。研究表明，芳483区块存在一定程度剩余油，剩余油类型主要是有采无注型、单向注水受效型、注水井吸水差型和断层遮挡型［1］，其有效厚度分别占总有效厚度的23.9%、58.8%、5.7%、11.6%，单向注水受效型剩余油最多。平面上剩余油呈局部分布和零散分布。纵向上剩余油分布存在较大差异，其中主力层PⅠ22、PⅠ3、PⅠ41小层（PⅠ指葡萄花油层Ⅰ油组）剩余储量相对较大，分别占总剩余储量的17.1%、23.2%、24.3%，因而是后续调整挖潜的重点对象。

2.4 区块整体低效，低产井比例大

芳483区块开发至2007年进入提捞采油阶段，油水井利用率低。区块共有油水井71口（油井37口，水井34口），关井49口，关井率为69%。其中油井关井21口，利用率仅为43.2%，水井关井28口，利用率17.6%。平均单井日产油0.3t，综合含水77.9%，采油速度0.2%，区块年递减率25.6%，低效井35口，区块整体低效，低产井比例大。

3 改善区块开发效果的治理方法

3.1 灵活加密，提高井网适应性

针对芳483区块存在的问题，采取如下解决对策，即通过缩小井距增加井网对砂体控制程度和建立有效驱动体系，新老井统一考虑，提高井网对砂体的控制程度，完善注采关系，充分挖掘主力砂体剩余油。应用数值模拟技术对加密方式优选，由此确定加密界限［2］。此外，采用正方形井网中心灵活加密方式进行加密，并在井网未控制的有利区部署补充井。2011年8月芳483区块投产加密油井17口，其中井网中心加密3口油井，断层附近加密11口，井网边部加密3口。芳483区块设计产能1.26×104t，单井预测产量1.4t／d。加密调整后，为完善注采关系水井恢复开井18口，同时转注4口油井。加密后区块油水井数比由1.1变为1.3，井网密度由10.6口／km2增加到13.3口／km2。加密井平均单井砂岩厚度5.0m，有效厚度2.0m （其中同层0.1m）。