大老爷府油田小井距试验研究

王富叶

摘 要：大老爷府油田已经进入特高含水开发期，综合含水96.7%，采出程度只有11.9%，采收率14.4%，開發效果处于同类油藏最低水平，其中层间矛盾突出，高台子一二砂组动用程度低是造成采收率低的主要原因之一，针对这一问题，大老爷府油田开展了6口井小井距试验，通过缩小注采井距，利用东西向优势水驱通道，加强注水的方式，提高了高台子一二砂组的水驱动用程度，改善了开发效果，增加了水驱采收率，为今后大老爷府油田提高开发水平提供了技术储备，也为同类油藏开发提供了借鉴和参考依据。

关键词：特高含水期；层间矛盾；水驱动用程度；小井距

1 概况

大老爷府油田属于特低渗透油藏，渗透率5.58%，孔隙度14.4%，含油面积44.6平方公里，地质储量2026万吨，含油饱和度40%。采用一套井网开发高台子、扶余两套层系，共23个小层，油层非均质性严重，砂泥交错，多层纵向叠加。

2 存在问题

大老爷府油田目前综合含水96.7%，采出程度只有11.9%，水驱采收率14.4%，处于同类油田最低开发水平。由于大老爷府油田采用一套井网同时开发高台子和扶余两套层系，层间物性差别大，层间矛盾突出。主产层高台子油藏三、四砂组和扶余油藏二、三砂组，物性好，吸水能力强，通过吸水剖面测试，实际吸水量达到90%以上，而配注量只有65%，水驱动用程度高，达到82.5%，地层压力高，平均11.0兆帕，高台子一、二砂组物性较差，注采见效不明显，吸水能力较弱，实际吸水量不到10%，而配注量占35%，远远没有达到配注需求，水驱动用程度62%，地层压力较低，只有8.5兆帕。从地质储量上来看，高台子一二砂组地质储量690万吨，占总储量的34.1%，具有较大的挖潜空间。

3 对策研究

2015年5月在油藏中部靠近西边的位置，开展了6口井转注试验，面积0.56平方公里，涉及油井10口，水井5口，日产液量128吨，日产油量3.9吨。日注水150方。

3.1 井网方式研究

高台子一二砂组注水见效差的主要原因还是由于注采井距过大的原因造成的，大老爷府油田最初采用反九点法面积注水开发，油水井排距250米，油水井间最近距离250米，最远距离353米，油井间距离250米，后期进行井网调整，在油井排两口油井间加密1口井，新老油井间距离125米。按照目前井网形式，采取了油井排老井转注的方式对井网进行调整，主要目的一是调整后油水井间距离缩短，由250米缩短为125米，有利于注水见效；二是利用东西向水驱优势方向，进一步提高驱替能力，三是增加水井排油井的受效方向，扩大波及体积。

3.2 注水方式选择

为了避免层间干扰，影响注水效果评价，转注后采取只注高台子一二层段，其它层段停止注水的方式，高台子一二层段间分层注水，其它层段用封隔器封死。

3.3 注水政策研究

初期为了快速补充地层能量，采取大强度注水的政策，日注水量145方，注采比5.0，注水1年后东西向井已经明显见到效果，为了避免暴性水淹，把注水量调整到90方，注采比1.5左右，调整后井组形势保持长期平稳，说明调整后注采比比较合理。

3.4 水驱规律研究

从见效方向来看，主要见效井为东西向井，南北向井由于仍然是250米大井距，见效不明显。从见效时间来看，见效时间最短的4个月，最长的8个月，平均见效时间5.8个月，双向注水见效时间平均5.2个月，单向注水见效时间平均6.5个月，说明双向注水效果好于单向注水。

3.5 层段产能认识

通过采用分层封水的方法认识层段产能，高台子一砂组平均单井日产液8.4吨，日产油0.52吨，综合含水93.8%，高台子二砂组平均单井日产液8.0吨，日产油0.45吨，综合含水94.4%，其它层段平均单井日产液16.3吨，日产油0.4吨，综合含水97.5%，而大老爷府油藏平均单井产能0.31吨，综合含水96.7%，从以上对比来看，说明高台子一二砂组具有较大的挖潜空间。

4 取得效果

自2015年5月份开始试验后，到目前为止试验区取得了较好的效果，日产液量由128吨上升到170吨，产油量由3.9吨上升到5.9吨，上升了2.0吨，综合含水由96.96%下降到96.53%，下降了0.43个百分点；地层压力由8.5兆帕上升到11.0兆帕，采收率明显提升，由试验前的14.2%上升到16.8%，上升了2.6个百分点。

5 结论和认识

应用小井距结合东西向水驱优势方向，改善了大老爷府油田高台子一二砂组注水开发效果，说明这种井网方式能够有效解决低渗透和特低渗透油藏在注水开发中见效差或不见效的问题，在今后的油田开发中，应根据具体情况，逐步扩大和推广，全面提高开发水平，尤其对于解决大老爷府油田北部整体注水不见效方面，具有更大的应用价值。

参考文献：

[1]闫存章，李秀生.低渗透油藏小井距开发试验研究[J].石油勘探与开发，2005，32（1）：105-108.

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