東部過渡帶一條帶層系互補的實踐與認識

黑龍江 張雪

薩北開發(fā)區(qū)東部過渡帶經(jīng)過42年的開發(fā)已進入特高含水后期。由于原油物性明顯差于純油區(qū)，且河道砂呈窄條帶發(fā)育，平面砂體發(fā)育零散，層間差異大，水驅開發(fā)存在井網(wǎng)控制程度低、采油速度低、含水上升速度快等問題。

東部過渡帶一條帶共分基礎和加密兩套水驅層系開發(fā)，基礎井網(wǎng)主要射開薩Ⅱ組和薩Ⅲ組的主力厚油層，加密井網(wǎng)主要射開薩Ⅰ組及表內(nèi)薄差層、表外儲層，由于加密井網(wǎng)鉆遇油層少，剩余油性質差、平面上分布不均衡、縱向上高度分散，投產(chǎn)后出現(xiàn)自然遞減增大，含水上升速度過快的現(xiàn)象。目前一條帶加密井網(wǎng)綜合含水僅低于基礎井網(wǎng)0.3個百分點，考慮到一條帶位于東過中部，油層發(fā)育在全區(qū)具有代表性，且注采關系完善，油水井生產(chǎn)正常，適于開展試驗。因此選擇在東過一條帶開展層系互補試驗，補開主力厚油層，簡化開采層系，完善注采關系，提高水驅控制程度和多向連通比例，探索改善過渡帶水驅開發(fā)效果的可行性。

1 試驗區(qū)基本概況

東部過渡帶位于大慶長垣薩爾圖背斜構造東部邊緣，含油面積17.8km2，發(fā)育薩爾圖、葡萄花油層，地質儲量4803.7×104t。該區(qū)塊1969年投入開發(fā)，1992年水驅進入特高含水開采階段。2010年選定東部過渡帶一條帶為層系互補試驗區(qū)，面積0.46km2，地質儲量201.9×104t。選擇試驗區(qū)17口加密井進行試驗，補開薩Ⅱ-薩Ⅲ、葡Ⅰ-葡Ⅱ層段厚油層，挖潛剩余油。

2 試驗進展及效果分析

2.1 試驗實施及效果

2010年10 月至2011年6月在東過一條帶開展層系互補試驗，補孔17口井，其中采油井10口，注水井7口，補開薩Ⅱ-薩Ⅲ及葡Ⅰ-葡Ⅱ層段厚油層。

采油井措施10口，補孔前平均單井日產(chǎn)液22.9t，日產(chǎn)油0.8t，綜合含水96.4%。平均單井補開砂巖厚度19.4m，有效厚度12.8m，措施初期平均單井日增液53.4t，日增油1.9t，綜合含水穩(wěn)定,累積增油0.3401×104t。例如北3-60-丙273井補孔前日產(chǎn)液43.2t，日產(chǎn)油1.4t，綜合含水96.8%。措施共補開13個小層，補開砂巖厚度39.0m，有效厚度28.3m。13個小層平均單層有效厚度2.0m，滲透率383×10-3μm2。其中有效厚度≥1.0m、滲透率≥300μm2的小層8個，占措施層段有效厚度的88.7%，油層發(fā)育好。補孔初期日增液98.9t，日增油3.2t，綜合含水穩(wěn)定。對周圍3口注水井補孔細分調整后，地層能量充足，與補孔前相比日增液135.2t，日增油3.9t，含水下降0.3個百分點。

注水井7口補孔后進行細分調整，平均單井補開砂巖厚度16.4m，有效厚度13.2m。調整后平均單井注入壓力由12.3MPa下降到11.1MPa，下降了1.2MPa；平均單井注水層段數(shù)由2.8個增加到6.7個，增加了3.9個；平均單井日配注由58m3/d增加到110m3/d，增加52m3/d；日實注由57m3/d增加到103m3/d，增加了46m3/d；滲透率級差由調整前的7.2下降到4.7。

2.2 擴大試驗區(qū)實施情況

由于一條帶試驗取得一定的效果，為進一步探索層系互補改善水驅開發(fā)效果在東部過渡帶的適應性，2011年6月擴大了試驗范圍，選定原試驗區(qū)以東二條帶及南側二隊的一二條帶區(qū)域，補孔20口加密井，其中采油井12口，注水井8口，補開薩Ⅱ及薩Ⅲ厚油層。

采油井措施12口，補孔前平均單井日產(chǎn)液24.6t，日產(chǎn)油1.2t，綜合含水95.1%。平均單井補開砂巖厚度13.1m，有效厚度9.7m，措施初期平均單井日增液30.7t，日增油2.7t，綜合含水下降2.83個百分點,累積增油0.2957×104t，增油降水效果明顯。

8口注水井補孔后進行細分調整，平均單井補開砂巖厚度7.1m，有效厚度5.4m。調整后平均單井注入壓力由11.5MPa下降到10.7MPa，下降了0.8MPa；平均單井注水層段數(shù)由3.8個增加到5.8個，增加了2.0個；日配注由75m3/d增加到102m3/d，增加27m3/d；日實注由62m3/d增加到86m3/d，增加了24m3/d。

2.3 原試驗區(qū)與擴大試驗區(qū)效果差異分析

對比2個試驗區(qū)試驗效果，可以看出擴大試驗區(qū)增油降水效果明顯好于原試驗區(qū)。分析原因：

一是從沉積相帶圖上看，擴大試驗區(qū)補孔層段砂體發(fā)育好于原試驗區(qū)，河道及河間砂發(fā)育面積較大。

二是從補孔層段厚度看，原一條帶試驗區(qū)采油井平均單井補孔層數(shù)為9.7個，有效厚度為12.8m，其中有效厚度≥1.0m的層數(shù)及有效厚度分別為4.8個和10.4m，分別占全井的49.5%和81.3%；擴大試驗區(qū)采油井平均單井補孔層數(shù)為5.8個，有效厚度為9.7m，其中有效厚度≥1.0m的層數(shù)及有效厚度分別為3.5個和8.8m，分別占全井的60.4%和90.7%，比原試驗區(qū)分別高10.9和9.4個百分點。說明擴大試驗區(qū)雖然單井補開層數(shù)及有效厚度比原實驗區(qū)小，但由于發(fā)育較好的厚油層所占比例大，因此增油效果明顯。

三是從補孔層段水淹狀況看，擴大試驗區(qū)未選擇特高水淹層進行補孔，如薩Ⅱ7+8層。從2008年新鉆的一口采油井北1-丁1-P073井的水淹層解釋資料看，薩Ⅱ7+8層高水淹厚度比例已達100%，因此擴大試驗區(qū)不對該層進行補孔，取得了較好的控水效果。

3 取得的認識

3.1 開展層系互補試驗，增加接替潛力層，完善注采關系，是改善過渡帶水驅開發(fā)效果的重要手段。

3.2 在特高含水期，選擇補孔層段時應結合各井油層剩余油特點及水淹程度進行補孔，能有效地控制含水上升速度。

3.3 從層系互補試驗效果看，擴展試驗區(qū)的效果好于原試驗區(qū)，下一步應繼續(xù)擴大試驗規(guī)模，改善水驅開發(fā)效果。