杨春梅 （中石油大庆油田有限责任公司第四采油厂，黑龙江大庆163511）

油田进入特高含水开发阶段，剩余油分布更加零散，受到层间、层内和平面3大矛盾日益突出影响，开发效果变差，措施挖潜难度加大，补孔措施效果变差。对于不具备加密开采条件的、高度分散剩余油的区块，可以通过补孔方式完善单砂体注采关系，挖潜剩余油。近些年油田加大补孔力度，进一步挖潜存在未射孔层位内的剩余油，取得一定挖潜效果。为此，笔者对补孔效果进行综合分析，对原选井选层标准重新评价，进一步完善补孔选井选层标准，为指导特高含水期挖潜剩余油具有重要意义。

1 补孔基本原则

针对不同情况，根据不同条件进行相应补孔工作。对于限流法投产井、注采不完善、油水同层、控制程度低、坨状砂体、断层遮挡等影响因素，将根据不同原则进行对应补孔。补孔基本原则主要如下：①完善单砂体注采关系，提高油层动用程度［1］；②控制程度低孤立单砂体；③受到断层遮挡，水驱程度低；④限流法投产井进行重射；⑤不打乱井网层系。

2 油井补孔规律性研究

2.1 补孔效果规律性认识

“十一五”以来油井补射油层情况和 “十一五”期间油井补孔效果对比分别如表1和表2所示。从表1、表2可以看出，补射厚层砂岩比例逐年变小，补射比例逐渐增大。补孔思路由挖潜厚层剩余油转变为挖潜薄差层剩余油。在油田剩余油分布零散、措施挖潜难度大、挖潜效果差的情况下，依据精细储层描述和动态开发规律重新对选井选层进行认识，优化选井选层标准，从而改善了措施挖潜的效果。

表1 “十一五”以来油井补射油层情况

2.2 增油效果与补射厚度关系

油井补孔效果较公司 “4t”增油目标要低，通过分析历次补孔效果发现，主要受杏北储层发育条件和补开厚度影响。从初期日增油和补开有效厚度拟合关系 （见图1）来看，两者成线性关系，补开厚度大于6m时，初期日增油达到4t，补开有效厚度大于9m后，由于补开了部分高含水层，日增油开始下降。

表2 “十一五”期间油井补孔效果对比

2.3 补孔与单井含水高低无直接关系

图1 补开有效厚度与初期增油量拟合关系

补前单井综合含水与措施后增油量没有必然的关联，随着含水级别的升高，仍具有增油效果，即使在含水为100%情况下，初期增油量仍可以达到10t以上，说明补前单井综合含水高低不是限制补孔效果的影响因素。

2.4 断层边部补孔效果更好

断层边部由于受到注采关系不完善、控制程度低、控制井点少、断层遮挡等因素影响，因此剩余油分布较为集中，所以断层边部采油井优先选作为补孔措施井。从对比断层边部和非断层边部井补孔效果 （见表3）来看，断层边部补射厚度大，潜力层多，效果好。平均单井增多0.9t，平均单井年增油46t。从历年补孔效果 （见表3）来看，采用油水井对应补孔，提高控制程度，保证剩余油的更好的挖潜。

表3 油井补孔效果统计表

3 采油井补孔选井选层原则

3.1 采油井选井标准

通过研究补孔增油效果与单井综合含水、补孔厚度等开发指标关系，确定了1226选井标准 （1是指100m内无同层系采出井点；2是指预补油层有2个以上射孔注水井点；2是指单井日产油低于2t；6是指单井可调有效厚度大于6m）。根据该标准选井。

3.2 油井选层标准

依据沉积类型优选控制程度低砂体进行补孔。不同类型的储层补孔选层标准如表4所示。对于水下分流河道和废弃河道，储层发育好，层内矛盾突出，剩余油主要分布在厚油层顶部；对于主体薄层砂，剩余油主要分布在井网控制不住的 “坨状砂体”或者窄条带的凸出部位而形成的薄注厚采、指状或者马鞍状分布的突出部位；对于非主体薄层砂，条带状或坨状砂体分布，周围水井处于主体薄层砂而形成厚注薄采，由于油水井层间干扰不同，油水井间渗透率不同，具有挖潜潜力；对于表外储层，主要是厚度大于1.4m为补孔对象，全井产液量不能太高，否则主产层会抑制补孔层产液，对于镶边搭桥的表外层，这类油层受到注水效果较好，可作为补孔措施层位。结合动态资料同时，要结合静态解释，利用测井曲线，选择含油饱和度高，上下隔层完全的层位进行补孔。

随着油田开发的继续，“层间、层内和平面”矛盾日益突出，导致开发区块内存在特殊开发层系。针对这些层系，经过认真分析，并结合动静态资料，精确找准剩余油位置，通过补孔措施来完成剩余油的挖潜。特殊层位补孔原则如下：①套损层位补孔。萨Ⅱ1－萨Ⅱ4控注层位有2个注水井点，总压差小于1.0MPa；②油水同层补孔。距离油底15m以内为偏油界限，油水同层厚度大的油层上部；③限流井补孔。限流法完井单层污染严重，其他措施效果较差层位；④层系互换补孔。层系互换萨尔图层层数多，层间矛盾突出，要相应提高射孔对应性，尽量避开原动用层；葡Ⅰ42及以下要尽量补射表内薄层和表外储层。

表4 不同类型储层补孔选层标准

4 应用实例

某井为1994年8月投产的二次加密井网，开采萨葡高油层，射开砂岩41.7m，有效7.1m，控制注水井点有2个，投产初期日产液3.6t，日产油1.4t，含水58%。该井射孔层位经过3次压裂措施，射孔层位剩余油得到较好的挖潜，通过动静态资料分析，在未射孔层位存在一定剩余油。

该井周围150m内没有同层系采出井点。井区内为完善注采系统，提高油水井控制程度，对该井区内的1口采油井进行转注，改变的水体流向，增加注水井点，井区内注水井点达到3个。单井日产油量为1.6t，可调有效厚度达到33.3m，均符合选井选层标准，同时为保证采油井补孔效果，对该井同层系井进行了对应补孔措施，做好措施前培养工作。

从选层标准来看，该井的萨Ⅱ4.1层，发育为大面积坨状主体薄层砂，未补孔前，该砂体没有采出控制井点，具有一定的剩余油；萨Ⅱ1.2层，发育水下分流河道砂体，薄注厚采，北部受到断层遮挡，该砂体内没有控制井点，具有剩余油；葡Ⅰ7.1层，发育为马鞍状主体薄层砂，该井点位于马鞍凸出部位，并且砂体上部受到断层遮挡，下部控制井点只有1口井，并且距离达到166m，具有剩余油；萨Ⅱ6层位发育的厚层表外砂体，与周围发育的主体薄层砂和非主体薄层砂镶边搭桥，厚注薄采，分布 “坨状”表外砂体，没有控制井点，具有剩余油。2010年6月进行补孔，初期日产液量增加14t，日增油6.2t，含水下降14%。措施有效期长，有效期长达19个月，累积增油2507t，目前日产油仍保持在7.1t。应用新选井选层标准，补孔措施增油效果得到显著改善。

5 结 论

（1）在不具备加密开采条件的不完善注采区块，在综合应用各种动静态资料认清剩余油分布状况，通过补孔措施挖潜剩余油。

（2）油井措施选井选层标准要适应油田开发需求，“1226”选井标准和选层标准具有较强的适应性。