北二區東部水驅典型區塊綜合治理實踐與認識

王春波

（中石油大慶油田有限責任公司第三采油廠，黑龍江 大慶 163113）

北二區東部開采面積11.95km2，地質儲量7376.8×104t。自1963年投入開發以來，先后經歷一次、二次加密調整，三次加密先導性試驗，目前已進入PⅠ組 （葡萄花油層Ⅰ油組）三次采油挖潛階段。水驅共分5套層系開發，全區共有油水井478口井，其中注水井159口，油井319口，油水井數比為2.01∶1，井網密度達到50口／km2。已累計注水25397.21×104m3，累計產油3354.37×104t，采出程度為41.28%，采油速度0.64%，目前綜合含水為92.41%，已處于特高含水期開采階段。

1 剩余油分布特點

北二區東部屬河流三角洲沉積體系，發育薩爾圖、葡萄花、高臺子3個油層，水驅開采剩余油油層主要分布在分流平原相低彎曲河道砂體、內前緣相枝狀三角洲砂體、內前緣相過渡狀三角洲、內前緣相坨狀三角洲、主體帶發育的穩定型外前緣相席狀砂體、過渡狀分布的外前緣相席狀和不穩定分布外前緣相席狀砂體7種類型［1］，其剩余油分別占鉆遇砂巖厚度的14.3%、3.7%、28.7%、13.9%、3.7%、32.1%與3.6%。總體研究結果表明，剩余油主要集中在成片差油層中和砂體相對變化較大、平面非均質嚴重的過渡狀分布砂體中，剩余油分布零散，其次為厚油層內未水淹型剩余油。

2 油田開發中存在主要的矛盾及潛力

2.1 主要的矛盾

1）層系間、層間的吸入和產出狀況存在差異。北二區東部水驅5套層系屬于一個水動力系統，加之其井網的特殊性，致使有效厚度大于0.5m油層水淹程度和動用程度較高，分別為93.7%和86.7%以上，有效厚度小于0.5m油層和表外儲層，也已有63.9%的有效厚度水淹，動用厚度達到49.5%以上，但薄差層及表外層仍具有潛力。

2）各層系間、井組間含水仍存在一定的差異。目前全區綜合含水已達92.46%，但各層系間還存在一定的差異，開采較早的基礎井、一次加密井含水差異不大，分別為94.5%與93.5%，而二次加密井為89.3%。調整挖潛的重點是二次加密井。

3）套損狀況嚴重。全區套損井已達84口，已報廢23口，目前帶病生產61口，套損井6口，對全區開發構成了嚴重的威脅。

2.2 潛力

1）高含水的厚油層內仍存在著一定的剩余油潛力。根據該區新鉆井水淹層解釋資料，低水淹和未水淹厚度比例分別為12.9%和25.6%，仍占有一定比例，且低、未水淹厚度主要集中在厚油層頂部，具有一定的潛力。

2）低效井經治理還有一定潛力。根據綜合評價結果，全區共有低效采油井44口，占總井數的14.1%。應用精細地質研究成果，逐井逐層分析各油層剩余油特點、砂體和注采關系變化，并針對不同潛力類型，對26口井找出相應的治理措施。

3 綜合治理措施及總體效果

3.1 繼續加強注水調整工作，改善層間動用狀況

針對北二區東部剩余油分布狀況，認為對注水井進行平面、層間調整仍是特高含水期油田開發的重點。

1）優化二次井與老井之間的注水量匹配，提高水驅開發效果。調整后12口老油井日產液下降84t，日產油增加11t，含水保持穩定，而26口二次井日產油增加34t，含水僅上升0.10%。

2）采取細分重組，改善層間動用狀況，使薄差油層吸水厚度提高了25.2%。

3.2 對低效井進行分類治理，改善開發效果

北二東低效采油井有44口，占全區總井數的七分之一。綜合研究得出低效井的主要成因類型 （見表1），并針對不同類型采用了不同挖潛方法。

表1 低效井主要成因類型統計表

1）限流段重新射孔7口，改善層間動用差異及滲流條件。補孔后，初期單井日增油2t，見到了較好的效果。

2）壓裂改造9口，提高薄差油層產出能力。該區一些滲透率低、物性差的油層動用程度低，制約了油井產量的進一步提高。壓裂后，初期單井日增油6t，達到了治理的目的。

3）綜合挖潛非均質性突出的7口采油井，改善薄差油層動用程度，緩解層間矛盾。這類井油層中有部分較厚的席狀砂體，水淹程度高，而差油層動用不好，采取堵壓結合措施，初期單井日增油5t，含水由97.41%下降到86.6%。

4）對注采不完善的3口井實施了補孔措施，取得較好的措施效果。

5）對多層高含水的18口采油井實施了多段堵水措施，改善了層間動用差異。

3.3 采用周期注水方式，改善厚油層動用狀況

根據油層的沉積及開采特點，選擇206、208隊地區的北2－5排與2－3排之間井區。采取停層不停井的周期注水方式，SⅠ、SⅢ繼續注水，SⅡ作為停注層 （SⅠ、Ⅱ、Ⅲ指薩爾圖油層Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油組），選擇注水井停注時間30d。從受效油井看，日產油由措施前的160t變為措施后的166t，產油穩定且略有上升，含水由94.55%下降到93.83%，取得了較好的效果。

3.4 合理調整注入壓力，加大保護套管力度

為有效控制該區套管損壞，一是對套損危險區域實行降0.5MPa破裂壓力28口井；二是對頂破裂壓力注水井實行下調0.4MPa左右的注水壓力。通過以上措施，套損形勢大有好轉。

4 結論與認識

通過上述綜合治理，不僅改善了低效井生產狀況，而且提高了區塊的整體開發效果:注水量、產液量和含水上升速度得到了控制；自然遞減、綜合遞減減緩，套管損壞速度得到有效控制，達到了增油降水的好效果，投入產出比為1∶3.79，取得較好經濟效益。

1）精細地質研究成果為油田高含水后期客觀地、精細地描述了儲層沉積特征，為精確分析、尋找剩余油潛力提供了地質基礎和措施依據。

2）在特高含水期，由于儲層地質條件的差異，不同井網開采對象的不同，不同砂巖組吸水，動用上存在著差異。通過綜合調整挖潛，可以繼續挖潛剩余油潛力。同時也表明，應用精細地質研究成果，進行平面、層間注水結構調整仍是特高含水期水驅開發的主旋律。

3）應用精細地質研究成果，對高含水后期低效井成因進行分類，針對不同類型井采取不同的治理對策，提高了開發效益。

4）對厚油層采取周期注水，可改善特高含水期厚油層的開發狀況，提高開發效果。

［1］郝世彥，張林 .低滲透油田開發技術與管理 ［M］.北京:石油工業出版社，2012.