大老爺府油田小井距試驗研究

王富葉

摘 要：大老爺府油田已經進入特高含水開發期，綜合含水96.7%，采出程度只有11.9%，采收率14.4%，開發效果處于同類油藏最低水平，其中層間矛盾突出，高臺子一二砂組動用程度低是造成采收率低的主要原因之一，針對這一問題，大老爺府油田開展了6口井小井距試驗，通過縮小注采井距，利用東西向優勢水驅通道，加強注水的方式，提高了高臺子一二砂組的水驅動用程度，改善了開發效果，增加了水驅采收率，為今后大老爺府油田提高開發水平提供了技術儲備，也為同類油藏開發提供了借鑒和參考依據。

關鍵詞：特高含水期；層間矛盾；水驅動用程度；小井距

1 概況

大老爺府油田屬于特低滲透油藏，滲透率5.58%，孔隙度14.4%，含油面積44.6平方公里，地質儲量2026萬噸，含油飽和度40%。采用一套井網開發高臺子、扶余兩套層系，共23個小層，油層非均質性嚴重，砂泥交錯，多層縱向疊加。

2 存在問題

大老爺府油田目前綜合含水96.7%，采出程度只有11.9%，水驅采收率14.4%，處于同類油田最低開發水平。由于大老爺府油田采用一套井網同時開發高臺子和扶余兩套層系，層間物性差別大，層間矛盾突出。主產層高臺子油藏三、四砂組和扶余油藏二、三砂組，物性好，吸水能力強，通過吸水剖面測試，實際吸水量達到90%以上，而配注量只有65%，水驅動用程度高，達到82.5%，地層壓力高，平均11.0兆帕，高臺子一、二砂組物性較差，注采見效不明顯，吸水能力較弱，實際吸水量不到10%，而配注量占35%，遠遠沒有達到配注需求，水驅動用程度62%，地層壓力較低，只有8.5兆帕。從地質儲量上來看，高臺子一二砂組地質儲量690萬噸，占總儲量的34.1%，具有較大的挖潛空間。

3 對策研究

2015年5月在油藏中部靠近西邊的位置，開展了6口井轉注試驗，面積0.56平方公里，涉及油井10口，水井5口，日產液量128噸，日產油量3.9噸。日注水150方。

3.1 井網方式研究

高臺子一二砂組注水見效差的主要原因還是由于注采井距過大的原因造成的，大老爺府油田最初采用反九點法面積注水開發，油水井排距250米，油水井間最近距離250米，最遠距離353米，油井間距離250米，后期進行井網調整，在油井排兩口油井間加密1口井，新老油井間距離125米。按照目前井網形式，采取了油井排老井轉注的方式對井網進行調整，主要目的一是調整后油水井間距離縮短，由250米縮短為125米，有利于注水見效；二是利用東西向水驅優勢方向，進一步提高驅替能力，三是增加水井排油井的受效方向，擴大波及體積。

3.2 注水方式選擇

為了避免層間干擾，影響注水效果評價，轉注后采取只注高臺子一二層段，其它層段停止注水的方式，高臺子一二層段間分層注水，其它層段用封隔器封死。

3.3 注水政策研究

初期為了快速補充地層能量，采取大強度注水的政策，日注水量145方，注采比5.0，注水1年后東西向井已經明顯見到效果，為了避免暴性水淹，把注水量調整到90方，注采比1.5左右，調整后井組形勢保持長期平穩，說明調整后注采比比較合理。

3.4 水驅規律研究

從見效方向來看，主要見效井為東西向井，南北向井由于仍然是250米大井距，見效不明顯。從見效時間來看，見效時間最短的4個月，最長的8個月，平均見效時間5.8個月，雙向注水見效時間平均5.2個月，單向注水見效時間平均6.5個月，說明雙向注水效果好于單向注水。

3.5 層段產能認識

通過采用分層封水的方法認識層段產能，高臺子一砂組平均單井日產液8.4噸，日產油0.52噸，綜合含水93.8%，高臺子二砂組平均單井日產液8.0噸，日產油0.45噸，綜合含水94.4%，其它層段平均單井日產液16.3噸，日產油0.4噸，綜合含水97.5%，而大老爺府油藏平均單井產能0.31噸，綜合含水96.7%，從以上對比來看，說明高臺子一二砂組具有較大的挖潛空間。

4 取得效果

自2015年5月份開始試驗后，到目前為止試驗區取得了較好的效果，日產液量由128噸上升到170噸，產油量由3.9噸上升到5.9噸，上升了2.0噸，綜合含水由96.96%下降到96.53%，下降了0.43個百分點；地層壓力由8.5兆帕上升到11.0兆帕，采收率明顯提升，由試驗前的14.2%上升到16.8%，上升了2.6個百分點。

5 結論和認識

應用小井距結合東西向水驅優勢方向，改善了大老爺府油田高臺子一二砂組注水開發效果，說明這種井網方式能夠有效解決低滲透和特低滲透油藏在注水開發中見效差或不見效的問題，在今后的油田開發中，應根據具體情況，逐步擴大和推廣，全面提高開發水平，尤其對于解決大老爺府油田北部整體注水不見效方面，具有更大的應用價值。

參考文獻：

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