劉蘭芹

（中石化勝利油田分公司勝利采油廠，山東 東營 257000）

勝坨油田發(fā)育有一套完整的河流－三角洲沉積儲層，為含油層系多、儲層非均質性嚴重的多層砂巖油藏［1］。該油田經過40多年的開采，已進入特高含水開發(fā)后期，調整難度日益加大，部分單元綜合含水較高，高含水轉走、套壞停產等造成井網不完善，儲量動用程度低。面對諸多問題，需要進一步提高水驅采收率，探索更為經濟有效的調整模式。為此，筆者對造成儲量動用程度低的因素進行了分析，重新認識了剩余油分布，在分析油藏特征和潛力的基礎上進行了矢量化井網調整，整體規(guī)劃單元注采井網，分步完善提高儲量動用程度，從而提高了水驅采收率。

1 勝坨油田基本概況

勝坨油田位于東營凹陷陳家莊凸起的南坡，是典型的大型整裝油田，含油面積84.83km2，地質儲量4.72×108t，采出程度38.2%，采收率40.85%。目前已進入特高含水開發(fā)階段，綜合含水達到95.98%。

油藏自身的屬性和開發(fā)過程中采用的開發(fā)技術是影響水驅油藏采收率的2個主要因素［2］，勝坨油田為一多層砂巖整裝油田，砂巖油氣藏是指形成于四周被非滲透巖層所包圍的各種透鏡狀、條帶狀或不規(guī)則狀滲透性儲集巖中的油氣藏。部分砂巖油藏砂體分布比較零散，井網完善程度較差，儲量控制程度及水驅控制程度較低。原因主要有幾個方面:受河流相及三角洲平原亞相儲層分布零散影響，完善難度較大；套壞井增多，注采井網破壞嚴重；高含水儲量所占比例較大，控制程度較低等。在特高含水開發(fā)期，注采井網是影響水驅采收率的一個主要因素［3］，而采用傳統(tǒng)井網進行調整，提高水驅采收率的效果較差，部署新井和措施井的效果明顯變差。老一套做法已不適應地下油水分布的新特點。

2 特高含水期剩余油分布特征

受沉積環(huán)境和注水開發(fā)方式的影響，整裝砂巖油藏層間層內的強非均質性影響了油水運動規(guī)律及剩余油分布，影響著油藏的開發(fā)效果［1］。經過長期的注水沖刷，剩余油有以下的分布特征:

1）物性好的高滲層和主力砂體經過多年開采，已經形成固定水流通道，主流線上驅替較好，非主流線部位剩余油飽和度較高；砂體中心部位或中心相帶吸水狀況好，水淹程度高；縱向上物性好的高滲透率段驅油效率高、水淹嚴重。

2）非主力層和非主力砂體由于儲層物性較差，孔隙結構復雜，導致注入水驅替不均勻，部分區(qū)域由于水驅控制不到而形成剩余油。

3）受砂體分布的影響，砂體邊緣累采累注較少，水驅控制程度較差，剩余油相對富集。注水開發(fā)中砂體邊緣或沉積側緣相帶吸水狀況差，水淹程度低。

3 矢量化井網調整優(yōu)化

勝坨油田整裝砂體油藏在儲層和剩余油再認識的基礎上，確定特高含水期井網調整的思路是以剩余油富集區(qū)為中心，完善潛力韻律層及潛力砂體注采井網，實現(xiàn)剩余油有效動用的矢量化調整。

1）對于物性好的高滲層和主力砂體，抽稀注采井網，實現(xiàn)均衡驅替最大化。井網抽稀后，液流方向改變，新注水井的主流線改走原井網的非主流線，能有效驅動原井網非主流線滯留區(qū)內的剩余油。

2）對于物性較差的非主力層和非主力砂體，加密注采井網，實現(xiàn)儲量動用最大化。井網加密后，井距減小，驅替壓力梯度增加，滲流阻力減小，使原井網無法控制的剩余油被有效驅動，采出程度增加。通過 “控強扶弱”、均衡流場，提高采出程度低、含油飽和度高的儲量的液量，降低采出程度高、含油飽和度低的儲量的液量，從而均衡飽和度場、壓力場、流場。

4 矢量化井網調整效果

勝二區(qū)71－3單元位于勝坨油田勝利村構造西南翼，北面、東面分別被7號、9號斷層所切割，呈扇形分布，為一套砂泥巖間互的三角洲平原相沉積為主的中高滲親水整裝砂巖油藏。單元層內非均質性嚴重，共有3個小層:71小層砂體零星分布，72小層砂體條帶狀分布，73小層砂體大片連通。主力層為72小層和73小層。單元含油面積6.2km2，地質儲量364.9×104t，目前采出程度27.04%。其中，72小層砂體分布比較零散，開發(fā)過程中以兼顧為主，未形成有效的注采井網，儲量控制程度為64.9%；73小層大部分井區(qū)大片連通，滲透率較高，砂體中心部位水淹嚴重。由于歷史累采井點多為套壞或合采高含水轉走，現(xiàn)狀井點較少，注采井網不完善，單向注采對應率34.6%，多向對應率19.2%，多向對應率為0，儲量控制程度只有68.9%，水驅儲量控制程度為32.5%。綜上所述，單元存在的主要問題是注采對應率差，儲量控制程度低及單元水竄嚴重，導致單元開發(fā)效果變差，水驅控制儲量較低，開發(fā)形勢惡化。

圖1 單元部署井網示意圖

4.1 矢量井網部署

針對套壞、合采高水轉走造成儲量失控的問題，綜合單元油藏特征，在潛力認識的基礎上，結合砂體分布特征，2011年年底重新部署單元井網，利用更新、側鉆及油水井改入等對單元進行整體矢量化部署、分步實施治理。在主力砂體抽稀井網，在中心部位注水、邊緣采油，采用大井距開發(fā)（430～520m），在滲透率低的非主力砂體采用小井距開發(fā) （280～320m） （見圖1）。共部署新油井16口，新水井10口，老井工作量13口 （轉注2口，改出2口，補改5口，補孔重分層2口，檢管酸化2口）。

4.2 效果評價

2－0X177、2－1－202和2－3－239井區(qū)是平面上剩余油富集的3個井區(qū)，其矢量化井網調整情況及效果如表1所示。

表1 剩余油富集井區(qū)的矢量化調整措施及效果

從表1可以看出，進行矢量化井網調整之后，井區(qū)日產油量上升明顯，而綜合含水率也有不同程度的下降，效果非常顯著?？梢姡瑢氽缬吞镞@種進入開發(fā)后期的高含水整裝砂巖油藏而言，矢量化井網調整技術具有非常好的效果，值得推廣應用。

5 結論與認識

1）對于已進入開發(fā)后期的高含水整裝砂巖油藏，在分析剩余油潛力和油藏特征的基礎上，采用矢量化井網調整技術能有效改善整體開發(fā)形勢，特別是能降低綜合含水率、提高產油量。

2）矢量化井網調整的基本技術思路是 “控強扶弱”，均衡流場、壓力場和飽和度場。即在實際開采中，盡可能地提高采出程度低、含油飽和度高的儲量的液量，降低采出程度高、含油飽和度低的儲量的液量。

3）在應用矢量化井網調整技術時，先要分析所在井區(qū)是物性好的高滲透儲層和主力砂體還是物性較差的非主力儲層和非主力砂體，二者要區(qū)別對待。對于前者，采取的是抽稀注采井網、改變新注水井的主流線的方式，以有效驅動原井網非主流線滯留區(qū)內的剩余油；對于后者，采取的是加密注采井網、減小注采井距，從而增加驅替壓力梯度、減小滲流阻力、進一步驅替剩余油的方式。

［1］孫國 .勝坨油田特高含水期井網重組技術優(yōu)化研究 ［J］.油氣地質與采收率，2005，12（3）:48－50.

［2］黃文芬，王建勇，孫民生，等 .水平井挖潛邊底水構造油藏剩余油效果及影響因素分析 ［J］.特種油氣藏，2001，8（3）:41－44.

［3］姜漢橋，姚軍，姜瑞忠 .油藏工程原理與方法 ［M］.東營:中國石油大學出版社，2006:51－56.