王春波

（中石油大庆油田有限责任公司第三采油厂，黑龙江 大庆 163113）

北二区东部开采面积11.95km2，地质储量7376.8×104t。自1963年投入开发以来，先后经历一次、二次加密调整，三次加密先导性试验，目前已进入PⅠ组 （葡萄花油层Ⅰ油组）三次采油挖潜阶段。水驱共分5套层系开发，全区共有油水井478口井，其中注水井159口，油井319口，油水井数比为2.01∶1，井网密度达到50口／km2。已累计注水25397.21×104m3，累计产油3354.37×104t，采出程度为41.28%，采油速度0.64%，目前综合含水为92.41%，已处于特高含水期开采阶段。

1 剩余油分布特点

北二区东部属河流三角洲沉积体系，发育萨尔图、葡萄花、高台子3个油层，水驱开采剩余油油层主要分布在分流平原相低弯曲河道砂体、内前缘相枝状三角洲砂体、内前缘相过渡状三角洲、内前缘相坨状三角洲、主体带发育的稳定型外前缘相席状砂体、过渡状分布的外前缘相席状和不稳定分布外前缘相席状砂体7种类型［1］，其剩余油分别占钻遇砂岩厚度的14.3%、3.7%、28.7%、13.9%、3.7%、32.1%与3.6%。总体研究结果表明，剩余油主要集中在成片差油层中和砂体相对变化较大、平面非均质严重的过渡状分布砂体中，剩余油分布零散，其次为厚油层内未水淹型剩余油。

2 油田开发中存在主要的矛盾及潜力

2.1 主要的矛盾

1）层系间、层间的吸入和产出状况存在差异。北二区东部水驱5套层系属于一个水动力系统，加之其井网的特殊性，致使有效厚度大于0.5m油层水淹程度和动用程度较高，分别为93.7%和86.7%以上，有效厚度小于0.5m油层和表外储层，也已有63.9%的有效厚度水淹，动用厚度达到49.5%以上，但薄差层及表外层仍具有潜力。

2）各层系间、井组间含水仍存在一定的差异。目前全区综合含水已达92.46%，但各层系间还存在一定的差异，开采较早的基础井、一次加密井含水差异不大，分别为94.5%与93.5%，而二次加密井为89.3%。调整挖潜的重点是二次加密井。

3）套损状况严重。全区套损井已达84口，已报废23口，目前带病生产61口，套损井6口，对全区开发构成了严重的威胁。

2.2 潜力

1）高含水的厚油层内仍存在着一定的剩余油潜力。根据该区新钻井水淹层解释资料，低水淹和未水淹厚度比例分别为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层顶部，具有一定的潜力。

2）低效井经治理还有一定潜力。根据综合评价结果，全区共有低效采油井44口，占总井数的14.1%。应用精细地质研究成果，逐井逐层分析各油层剩余油特点、砂体和注采关系变化，并针对不同潜力类型，对26口井找出相应的治理措施。

3 综合治理措施及总体效果

3.1 继续加强注水调整工作，改善层间动用状况

针对北二区东部剩余油分布状况，认为对注水井进行平面、层间调整仍是特高含水期油田开发的重点。

1）优化二次井与老井之间的注水量匹配，提高水驱开发效果。调整后12口老油井日产液下降84t，日产油增加11t，含水保持稳定，而26口二次井日产油增加34t，含水仅上升0.10%。

2）采取细分重组，改善层间动用状况，使薄差油层吸水厚度提高了25.2%。

3.2 对低效井进行分类治理，改善开发效果

北二东低效采油井有44口，占全区总井数的七分之一。综合研究得出低效井的主要成因类型 （见表1），并针对不同类型采用了不同挖潜方法。

表1 低效井主要成因类型统计表

1）限流段重新射孔7口，改善层间动用差异及渗流条件。补孔后，初期单井日增油2t，见到了较好的效果。

2）压裂改造9口，提高薄差油层产出能力。该区一些渗透率低、物性差的油层动用程度低，制约了油井产量的进一步提高。压裂后，初期单井日增油6t，达到了治理的目的。

3）综合挖潜非均质性突出的7口采油井，改善薄差油层动用程度，缓解层间矛盾。这类井油层中有部分较厚的席状砂体，水淹程度高，而差油层动用不好，采取堵压结合措施，初期单井日增油5t，含水由97.41%下降到86.6%。

4）对注采不完善的3口井实施了补孔措施，取得较好的措施效果。

5）对多层高含水的18口采油井实施了多段堵水措施，改善了层间动用差异。

3.3 采用周期注水方式，改善厚油层动用状况

根据油层的沉积及开采特点，选择206、208队地区的北2－5排与2－3排之间井区。采取停层不停井的周期注水方式，SⅠ、SⅢ继续注水，SⅡ作为停注层 （SⅠ、Ⅱ、Ⅲ指萨尔图油层Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油组），选择注水井停注时间30d。从受效油井看，日产油由措施前的160t变为措施后的166t，产油稳定且略有上升，含水由94.55%下降到93.83%，取得了较好的效果。

3.4 合理调整注入压力，加大保护套管力度

为有效控制该区套管损坏，一是对套损危险区域实行降0.5MPa破裂压力28口井；二是对顶破裂压力注水井实行下调0.4MPa左右的注水压力。通过以上措施，套损形势大有好转。

4 结论与认识

通过上述综合治理，不仅改善了低效井生产状况，而且提高了区块的整体开发效果:注水量、产液量和含水上升速度得到了控制；自然递减、综合递减减缓，套管损坏速度得到有效控制，达到了增油降水的好效果，投入产出比为1∶3.79，取得较好经济效益。

1）精细地质研究成果为油田高含水后期客观地、精细地描述了储层沉积特征，为精确分析、寻找剩余油潜力提供了地质基础和措施依据。

2）在特高含水期，由于储层地质条件的差异，不同井网开采对象的不同，不同砂岩组吸水，动用上存在着差异。通过综合调整挖潜，可以继续挖潜剩余油潜力。同时也表明，应用精细地质研究成果，进行平面、层间注水结构调整仍是特高含水期水驱开发的主旋律。

3）应用精细地质研究成果，对高含水后期低效井成因进行分类，针对不同类型井采取不同的治理对策，提高了开发效益。

4）对厚油层采取周期注水，可改善特高含水期厚油层的开发状况，提高开发效果。

［1］郝世彦，张林 .低渗透油田开发技术与管理 ［M］.北京:石油工业出版社，2012.