張晶（大慶油田有限責任公司第一采油廠第三油礦工藝隊，黑龍江大慶 163000）

中區(qū)西部高臺子加密井網特高含水期剩余油挖潛方法探討

張晶（大慶油田有限責任公司第一采油廠第三油礦工藝隊，黑龍江大慶 163000）

中區(qū)西部高臺子加密井網已進入特高含水期開采，注入水低效無效循環(huán)嚴重。通過動、靜態(tài)資料綜合分析，尋找剩余油的富集區(qū)。針對不同儲層沉積微相及單砂體的動用、水淹狀況，優(yōu)化各項措施?？偨Y出開采過程的實踐認識，解決影響因素，摸清單井潛力，大力推進精細分析，精細挖潛，精細測調，通過油水井的綜合調整，使開發(fā)效果達到極限，為水驅特高含水期的“控水挖潛”工作提供一定的理論和實踐依據。

剩余油分布；綜合調整；水淹層

中區(qū)西部高臺子加密井于2009年投入開發(fā)，由于加密井開發(fā)的目的油層多、油層物性差且臨近高含水層，該區(qū)塊基礎含水高于預期含水，含水上升速度快，較短時間內就進入特高含水期開采。為進一步延長油田穩(wěn)產期，實現“穩(wěn)油控水”目標，必須弄清剩余油分布特征，適時采取措施挖潛方法。

1 基本概況

中區(qū)西部高臺子位于薩爾圖油田薩中開發(fā)區(qū)中部，北起中三排水井排，南至中七排水井排，西起108#、121#斷層與西區(qū)相鄰，東至112#、126#斷層與中區(qū)西部相連，含油面積9.04km2，總地質儲量4876.6×104t。

為緩解儲采失衡的矛盾，完善注采關系，提高剩余油動用程度，該區(qū)塊于2009年進行加密調整?，F共有油水井370口，注采井數比為1：1。

2 剩余油分布特征及原因分析

2.1 剩余油分布特征

目前中區(qū)西部高臺子高Ⅱ組油層有11個沉積單元采出程度大于40%，動用程度高，有15個沉積單元采出程度小于30%，動用程度低，其余8個沉積單元采出程度在30-40%之間。高Ⅲ油層有有17個沉積單元采出程度大于40%，動用程度高，6個沉積單元采出程度在30-40%之間。

2.1.1 油層厚度與剩余油量呈反趨勢

高臺子有效厚度大于1.0m油層動用狀況較好，三次吸水有效厚度比例達到50%以上，未吸水砂巖厚度僅為3.8%。有效厚度小于1.0m油層動用狀況相對較差，三次吸水砂巖厚度比例為25%左右，只有一次吸水和未吸水砂巖厚度占42.2%?？梢钥闯?，厚度越小，吸水比例越低，剩余潛力主要集中在有效厚度小于1.0m油層及表外儲層。

2.1.2 薄差油層剩余潛力大

高臺子油層鉆遇有效厚度96.4m，水淹層總有效厚度比例達到97%，中、高水淹層有效厚度比例為90.2%，低、未水淹層有效厚度比例為9.7%。其中，有效厚度0.5m以上油層均100%水淹，水淹較嚴重；有效厚度小于0.5m的油層高水淹有效厚度只有7.4%，仍有44.4%低、未水淹有效厚度，說明有效厚度小于0.5m油層現井網水驅動用狀況差，水驅剩余潛力較大。

2.1.3 表外儲層是剩余油的富集處

高臺子油層砂巖水洗厚度達到62.7%，有效水洗厚度達到86.6%。有效厚度大于等于0.5m的油層已層層見水，水洗有效厚度比例達到92.9%，有效厚度小于0.5m的表內儲層水洗有效厚度為77.6%，表外儲層只有31.3%的砂巖厚度水洗。水洗段驅油效率雖然達到了42%左右，但采出程度僅34.5%，仍有一定的剩余油潛力。

2.1.4 射開層數多，層間干擾嚴重，有剩余油存在

中區(qū)西部高臺子層間干擾剩余油，由于注水井處于差油層或表外層位置，受層間干擾單層吸水差或不吸水，平面上井組內部存在剩余油。

2.1.5 非主流線區(qū)域內仍有少數剩余油分布

由于原井網注采關系已形成多年，原主流線上的剩余油已較少，非主流線區(qū)域內的剩余油豐富。

2.1.6 井網控制不住、斷層遮擋、注采不完善井區(qū)有剩余油分布

井網控制不住型剩余油，平面上分布在零星分布的朵狀或窄條帶狀砂體，由于砂體規(guī)模小、井距大、井網難以控制形成剩余油。另外，還有少數因斷層遮擋或注采不完善形成的剩余油，但分布零散。

2.2 原因分析

2.2.1 物性差異是決定剩余油分布的關鍵。物性好的先驅替，先水洗，剩余油少；物性差的后驅替，后水洗，剩余油多。

2.2.2 多旋回沉積、多相帶組合，使薄差層成為剩余油的存儲地。

3 剩余油挖潛方法及效果評價

3.1 采油井壓裂，可提高薄差層、表外儲層的導流能力

中區(qū)西部高臺子加密井網開采主要對象是表內薄層砂及表外層，油層屬于三角洲前緣相沉積，砂體特點是砂體粒度細、泥質和鈣含量高、物性較差，屬于中低滲透率油層，整體表現為韻律段間差異、層間滲透率差異較小，平面上砂體發(fā)育較穩(wěn)定，連續(xù)性較好，油層相對較均質。要動用此類儲層的儲量，壓裂最有效。

3.2 多種措施結合調整注水井，改善油層吸水狀況

注水井存在層段內油層物性差異較大。如一個層段內既有河道砂，又有表外層發(fā)育的薄層砂的油層。由于沉積類型不同，滲透率級差較大，吸水能力差異較大，層間干擾嚴重，可采用多種措施結合進行注水井調整。

3.3 階段性實施，及時調整

中區(qū)西部高臺子加密井網投產表現出含水偏高，上升速度快的特點。通過改變液流方向，擴大注入水波及體積，挖潛非主流線區(qū)域內的剩余油。通過新老匹配工作，含水上升速度減緩。

3.4 補孔挖潛，提高水驅控制程度，挖掘剩余油

中區(qū)西部高臺子原井網高Ⅱ組單采，采用九點法，300× 300m大井距，開采對象是高Ⅱ1-24單元。2010年加密井投產后，對老井網高Ⅱ組進行調整。

4 幾點認識

4.1 剩余油分析是特高含水期開發(fā)的關鍵。

4.2 有效厚度小于0.5m的表內薄層砂及表外層油層是剩余油的富集區(qū)。

4.3 多種資料結合，是研究剩余油分布規(guī)律的有效保證。

4.4 多種措施結合，挖潛剩余油效果更佳。