張 梅 （中石油大慶油田責(zé)任有限公司第八采油廠地質(zhì)大隊，黑龍江 大慶163514）

1 區(qū)塊概況

肇州油田芳483區(qū)塊位于肇州鼻狀構(gòu)造下傾部位的東翼，總體上為一向北東方向傾沒的斜坡，開發(fā)目的層為葡萄花油層。區(qū)塊動用含油面積6.7km2，地質(zhì)儲量153.6×104t，可采儲量39.9×104t，儲量豐度22.93×104t／km2，儲層空氣滲透率55.1×10－3μm2，孔隙度19.6%，地層原油黏度為9.77mPa·s，為葡萄花油層特低豐度儲量區(qū)塊。芳483區(qū)塊于1999年11月投入開發(fā)，初期采用300m×300m反九點法面積井網(wǎng)同步注水開發(fā)，投產(chǎn)油井50口，水井21口，平均單井射開砂巖厚度5.0m，有效厚度2.3m。初期平均單井日產(chǎn)液4.8t，日產(chǎn)油4.6t，綜合含水4.2%。區(qū)塊投產(chǎn)2年后，含水上升呈現(xiàn)方向性，監(jiān)測結(jié)果顯示該區(qū)塊存在近東西向的非貫穿型裂縫及高滲透條帶。為改善開發(fā)效果，2002～2006年先后轉(zhuǎn)注13口水井排油井，調(diào)整為線性注水井網(wǎng)，但因區(qū)塊內(nèi)斷層發(fā)育頻度大，斷層切割作用使部分井組無法實現(xiàn)兩側(cè)線性注水，區(qū)塊含水上升速度未得到減緩。

2 影響區(qū)塊開發(fā)效果的因素

2.1 區(qū)塊地層條件差，措施余地小

區(qū)塊單井層數(shù)少，單層厚度薄，70%的井發(fā)育3～5個小層，全井有效厚度主要在1～4m之間，單層有效厚度在0.5～1.0m之間，78.4%的小層有效厚度小于1m。區(qū)塊單井鉆遇主力層數(shù)少，40%以上的油井只有1個主力油層 （有效厚度大于1.0m），層間接替能力差。儲層非均質(zhì)性強，斷層發(fā)育頻度為2.40條／km2。區(qū)塊水驅(qū)控制程度87.6%，但主要以單側(cè)驅(qū)油為主，單側(cè)連通比例達(dá)58.7%，且油田開發(fā)進(jìn)入高含水期，措施余地小。

2.2 區(qū)塊存在空白井區(qū)，儲量動用程度低

在現(xiàn)井網(wǎng)、井距條件下，芳483區(qū)塊內(nèi)存在6個缺失井點區(qū)，未動用面積1.38km2，地質(zhì)儲量31.6×104t，占總儲量的20.6%。這部分儲層目前井網(wǎng)難以動用，造成部分儲量損失，儲量動用程度低。

2.3 區(qū)塊井網(wǎng)適應(yīng)性差，存在一定程度剩余油

芳483區(qū)塊調(diào)整成線性注水井網(wǎng)后，由于區(qū)塊內(nèi)斷層發(fā)育，導(dǎo)致調(diào)整效果差，井網(wǎng)對砂體的適應(yīng)性差。研究表明，芳483區(qū)塊存在一定程度剩余油，剩余油類型主要是有采無注型、單向注水受效型、注水井吸水差型和斷層遮擋型［1］，其有效厚度分別占總有效厚度的23.9%、58.8%、5.7%、11.6%，單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。縱向上剩余油分布存在較大差異，其中主力層PⅠ22、PⅠ3、PⅠ41小層 （PⅠ指葡萄花油層Ⅰ油組）剩余儲量相對較大，分別占總剩余儲量的17.1%、23.2%、24.3%，因而是后續(xù)調(diào)整挖潛的重點對象。

2.4 區(qū)塊整體低效，低產(chǎn)井比例大

芳483區(qū)塊開發(fā)至2007年進(jìn)入提撈采油階段，油水井利用率低。區(qū)塊共有油水井71口 （油井37口，水井34口），關(guān)井49口，關(guān)井率為69%。其中油井關(guān)井21口，利用率僅為43.2%，水井關(guān)井28口，利用率17.6%。平均單井日產(chǎn)油0.3t，綜合含水77.9%，采油速度0.2%，區(qū)塊年遞減率25.6%，低效井35口，區(qū)塊整體低效，低產(chǎn)井比例大。

3 改善區(qū)塊開發(fā)效果的治理方法

3.1 靈活加密，提高井網(wǎng)適應(yīng)性

針對芳483區(qū)塊存在的問題，采取如下解決對策，即通過縮小井距增加井網(wǎng)對砂體控制程度和建立有效驅(qū)動體系，新老井統(tǒng)一考慮，提高井網(wǎng)對砂體的控制程度，完善注采關(guān)系，充分挖掘主力砂體剩余油。應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)對加密方式優(yōu)選，由此確定加密界限［2］。此外，采用正方形井網(wǎng)中心靈活加密方式進(jìn)行加密，并在井網(wǎng)未控制的有利區(qū)部署補充井。2011年8月芳483區(qū)塊投產(chǎn)加密油井17口，其中井網(wǎng)中心加密3口油井，斷層附近加密11口，井網(wǎng)邊部加密3口。芳483區(qū)塊設(shè)計產(chǎn)能1.26×104t，單井預(yù)測產(chǎn)量1.4t／d。加密調(diào)整后，為完善注采關(guān)系水井恢復(fù)開井18口，同時轉(zhuǎn)注4口油井。加密后區(qū)塊油水井?dāng)?shù)比由1.1變?yōu)?.3，井網(wǎng)密度由10.6口／km2增加到13.3口／km2。加密井平均單井砂巖厚度5.0m，有效厚度2.0m （其中同層0.1m）。

3.2 部分井進(jìn)行選擇性射孔，控制含水上升速度

芳483區(qū)塊水淹厚度比例48.3%，以中低水淹為主，其中低水淹厚度比例43.7%。中水淹厚度比例41.1%，高水淹厚度比例15.3%，對高水淹層進(jìn)行選擇性射孔，可以控制加密井含水。區(qū)塊共加密17口油井，有6口井進(jìn)行了選擇性射孔，未射開砂巖厚度9.9m，有效厚度5.7m。

3.3 加密調(diào)整后采取相應(yīng)配套措施

芳483區(qū)塊進(jìn)行加密調(diào)整后，為改善開發(fā)效果，優(yōu)選部分油水井進(jìn)行措施治理，其中油井治理9口，即低產(chǎn)井壓裂2口、長關(guān)井堵水1口、大修1口、轉(zhuǎn)注1口和作業(yè)恢復(fù)開井4口。水井治理5口，其中作業(yè)恢復(fù)開井2口、酸化2口和試配1口。

4 治理效果

4.1 區(qū)塊水驅(qū)控制程度提高，井網(wǎng)適應(yīng)性提高

芳483區(qū)塊加密后水驅(qū)控制程度由87.5%提高到95.1%，其中不連通的比例由12.5%降至4.9%，單向連通的比例由24.5%降至12.9%，多向連通比例由35.8%提高至54.5%，水驅(qū)控制程度明顯提高，井網(wǎng)對砂體的控制能力有所提高。

4.2 加密井初期達(dá)到設(shè)計產(chǎn)能

加密井投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)液3.5t，日產(chǎn)油2.1t，綜合含水45.6%，比設(shè)計產(chǎn)能1.4t／d高出0.5t／d（見表1）。從加密位置上看，井網(wǎng)邊部加密井開發(fā)效果相對較高，而井網(wǎng)中心的加密井含水相對較高，加密調(diào)整后區(qū)塊采油速度由0.08%上升至0.89%，表明采油速度明顯提高。

表1 芳483區(qū)塊加密井初期生產(chǎn)情況統(tǒng)計表