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[摘 要]低渗透油藏的有效开发是油田今后提高原油产量的重要潜力措施之一。A区块由于地层条件及原油物性等因素的影响，开发效果较差，投产后不久便停止开发。随着油田开发各项技术的日益完善及对油田开发工作认识的逐步深入，本文针对A区块储层状况及历年开发情况进行分析，目的在于寻求更为有效的动用方法，以便对今后开发类似油田提供参考。
[关键词]低渗透油藏 蒸汽吞吐 井网加密
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）15-0308-01
1 地质概况
A区块位于某油田背斜构造翼部断块的东部，东北方向为B区，东南方向为含油边界，油層平均中深1100m，含油面积4.1Km2 ，地质储量200.7×104t。区块内按300×300m反九点法共布50口井，设计年产能4.0×104t。
1.1 砂体发育规模小、油层分布零散
统计区块内50口井共发育3个油层组187个油层，总有效厚度344.9m，平均单井发育3.7个层，平均单井有效厚度6.9m，平均单层有效厚度1.8m。区块内单井有效厚度变化较大，其中有效厚度5.0m-10.0m范围内有20口井，占总井数的40%；5.0m以下的有20口井。
钻遇35个砂体，其中发育规模最大最好的FI72层，钻遇率仅为50%，小层平均厚度2.9m。钻遇率30%以上的层为FI4、FI32、及FII21。其钻遇率分别为44%、40%、30%，平均有效厚度分别为1.5m、1.7m、2.3m。钻遇率20%以上的层2个，其余油层平均钻遇率仅5.72%。由于砂体发育规模小，孤立砂体较多，不仅全区油井厚度变化大，相邻单井油层厚度变化也比较大。
1.2 油层物性总体较差，西部井区好于其它井区
统计区块45口井五项参数资料，平均孔隙度为15.8%，与全矿平均16.0%的水平接近，含油饱和度为48.1%，比全矿平均值49.8%低1.7个百分点。
其中西部井区26口井平均孔隙度16.2%，含油饱和度50.2%，主力层FI72含油饱和度为51%，已达到全矿平均水平；而北部及东部井区油层物性较差，平均孔隙度15.3%，含油饱和度只44.9%，主力层FI72也只有46.4%。
1.3 构造位置较低，断块内断层发育
断块内发育10条断层，以南北向为主，在油层部位钻遇断点的井就有21口。由于断层的切割作用，构造位置很低，处于背斜下倾的油水过渡带上，平均油层中深1100m，比全矿其它区块平均油层中深深50m，地层倾角平缓，发育油水同层和水层的井39口，占总井数的78%。同时由于油与水接触面较大，原油物性明显变差。地面原油粘度高（55.9mPa.s），析蜡温度高（54.3℃），含胶量高（19.3%）。
2 开发过程
A区块于1989年7月份投产，水井基本排液8-9个月后转注，初期采取300×300m反九点法井网，油井40口，水井10口；92年区块西部通过转注10口水井而转为线性注水，使全区油井减少为30口，水井增加到20口，但开发效果一直较差。截至1997年区块停止开发时，累积产油7.7199×104t，累积注水42.7710×104m3，累积注采比为4.48，采出程度仅达到3.8%，综合含水35.2%。
2.1 初期产量递减快
对比30口油井，投产初期日产油达到132.0t/d，平均单井日产油4.4t/d，其中有9口井投产后或投产3个月就不出油，主要原因是油层发育较差，9口井平均厚度5.0m，其中最薄井只有1.4m。
其它21口井平均单井有效厚度7.9m，初期平均单井日产油5.6t/d，但产量下降较快，4个月后，日产油就下降到39.0t/d，平均单井为1.8t/d，1年后只有13口井出油，日产油下降到14.3t/d。
2.2 水井注水状况较差
1992年4-5月水井转注10口，但注水状况较差，至93年10口井日注水只有25m3/d，平均单井日注水只有3m3/d。同时由于区块油层连续性差，油层连通状况差，在300m×300m反九点法注水条件下，水驱控制程度仅为46.0%，1992年对10口油井进行了注采系统调整转注，转注后使区块水驱控制程度提高到55.2%。但水井注水状况仍较差，这10口井93年12月平均日注水75m3/d，平均单井日注水8m3/d。水井注不进水，油井产量持续下降，至1994年不出油井达到25口，出油井仅5口，日产油为11.2t/d。
2.3 增压注水导致裂缝串通，油井迅速水淹
为提高注水量，改善区块注水状况，1994年2月对区块南部10口水井实施了增压注水。水井吸水量大幅度增加，由增压前的27m3/d上升到增压后的227m3/d，增加200m3/d。10个月后，区块累积增注水量6万余立方米。油井见到了注水效果，95年出油井点增加到14口，日产油达到15.4t/d，较94年产量上升4.2t/d。但同时由于超压注水导致裂缝开启，油井很快水淹，95年7月开始至96年9月，西部高压注水区10口油井中有5口井水淹，且水淹后油井产液量较低，平均只有1.3t/d。从测得油水井压力看，96年增压区水井静压为24.6MPa，油井 d 静压只为1.6MPa， e 井为5.01MPa，说明油水井难以建立有效的驱动体系，高压注水并未提高驱替效率，只起到了沟通裂缝的作用。96年区块西部10口井日产油只有3.2t/d。
至1997年全区块日产油下降到5.6t/d，区块油水井陆续关井。目前区块还有抽油井1口，日产液1.22t/d，日产油0.81t/d，含水34%；提捞井2口。注水井1口，年注水1032m3。其余高压注水区水井97年3月因无效注水全部关井。
3 有效动用方法研究
3.1 选取地层条件较好的原注水井进行提捞生产
由于区块油井地层压力较低且原油粘度较大，选择油井提捞不一定能取得理想效果，而水井由于有一定的注水量，井底附近具有一定压力，提捞效果应可好于油井。如水井 f 转抽、提捞后已累积产油2812t，也证明了这一点。
由于西部井区油层物性好于其它井区，因此可先在西部井区选择3口计关井进行提捞生产。
如果3口井提捞效果较好，可进一步进行蒸汽吞吐采油。因为高温蒸汽注入地下一方面可以大大增加原油流动速度，另一方面可以提高井底压力。对A区块这样长期不注水，地层能量得不到有效补充的区块较为适合。
4 认识及结论
（1）A区块由于位于构造翼部油水过渡带部位，砂体发育规模小，油层孔渗性较差，300m井距对砂体控制程度低。注水开发后，水井注水能力较低，憋压严重，油井见不到注水效果。实施增压注水后，超破裂压力注水导致裂缝开启，油井快速水淹。反映出在300m×300m井网条件下建立不起有效驱动体系，是导致开发效果差的直接原因。
（2）各项参数表明区块西部油层物性虽好于东部及其它零散井区。但投产初期，各井区油井产量并没有明显的差别。说明在区块内油层物性没有对油井产量起到绝对的控制作用，而是原油本身的物性，尤其是油稠对本区油井生产及开发影响较大。因此原油粘度大是影响A区块开发效果差的重要因素。
（3）针对A区块的特点及开发方式的分析结果，通过注水井转提捞、蒸汽吞吐及井网加密等措施的综合利用，可重新使区块可采储量得到有效动用。对今后开发类似条件的油田起到了借鉴及指导作用。
[关键词]低渗透油藏 蒸汽吞吐 井网加密
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）15-0308-01
1 地质概况
A区块位于某油田背斜构造翼部断块的东部，东北方向为B区，东南方向为含油边界，油層平均中深1100m，含油面积4.1Km2 ，地质储量200.7×104t。区块内按300×300m反九点法共布50口井，设计年产能4.0×104t。
1.1 砂体发育规模小、油层分布零散
统计区块内50口井共发育3个油层组187个油层，总有效厚度344.9m，平均单井发育3.7个层，平均单井有效厚度6.9m，平均单层有效厚度1.8m。区块内单井有效厚度变化较大，其中有效厚度5.0m-10.0m范围内有20口井，占总井数的40%；5.0m以下的有20口井。
钻遇35个砂体，其中发育规模最大最好的FI72层，钻遇率仅为50%，小层平均厚度2.9m。钻遇率30%以上的层为FI4、FI32、及FII21。其钻遇率分别为44%、40%、30%，平均有效厚度分别为1.5m、1.7m、2.3m。钻遇率20%以上的层2个，其余油层平均钻遇率仅5.72%。由于砂体发育规模小，孤立砂体较多，不仅全区油井厚度变化大，相邻单井油层厚度变化也比较大。
1.2 油层物性总体较差，西部井区好于其它井区
统计区块45口井五项参数资料，平均孔隙度为15.8%，与全矿平均16.0%的水平接近，含油饱和度为48.1%，比全矿平均值49.8%低1.7个百分点。
其中西部井区26口井平均孔隙度16.2%，含油饱和度50.2%，主力层FI72含油饱和度为51%，已达到全矿平均水平；而北部及东部井区油层物性较差，平均孔隙度15.3%，含油饱和度只44.9%，主力层FI72也只有46.4%。
1.3 构造位置较低，断块内断层发育
断块内发育10条断层，以南北向为主，在油层部位钻遇断点的井就有21口。由于断层的切割作用，构造位置很低，处于背斜下倾的油水过渡带上，平均油层中深1100m，比全矿其它区块平均油层中深深50m，地层倾角平缓，发育油水同层和水层的井39口，占总井数的78%。同时由于油与水接触面较大，原油物性明显变差。地面原油粘度高（55.9mPa.s），析蜡温度高（54.3℃），含胶量高（19.3%）。
2 开发过程
A区块于1989年7月份投产，水井基本排液8-9个月后转注，初期采取300×300m反九点法井网，油井40口，水井10口；92年区块西部通过转注10口水井而转为线性注水，使全区油井减少为30口，水井增加到20口，但开发效果一直较差。截至1997年区块停止开发时，累积产油7.7199×104t，累积注水42.7710×104m3，累积注采比为4.48，采出程度仅达到3.8%，综合含水35.2%。
2.1 初期产量递减快
对比30口油井，投产初期日产油达到132.0t/d，平均单井日产油4.4t/d，其中有9口井投产后或投产3个月就不出油，主要原因是油层发育较差，9口井平均厚度5.0m，其中最薄井只有1.4m。
其它21口井平均单井有效厚度7.9m，初期平均单井日产油5.6t/d，但产量下降较快，4个月后，日产油就下降到39.0t/d，平均单井为1.8t/d，1年后只有13口井出油，日产油下降到14.3t/d。
2.2 水井注水状况较差
1992年4-5月水井转注10口，但注水状况较差，至93年10口井日注水只有25m3/d，平均单井日注水只有3m3/d。同时由于区块油层连续性差，油层连通状况差，在300m×300m反九点法注水条件下，水驱控制程度仅为46.0%，1992年对10口油井进行了注采系统调整转注，转注后使区块水驱控制程度提高到55.2%。但水井注水状况仍较差，这10口井93年12月平均日注水75m3/d，平均单井日注水8m3/d。水井注不进水，油井产量持续下降，至1994年不出油井达到25口，出油井仅5口，日产油为11.2t/d。
2.3 增压注水导致裂缝串通，油井迅速水淹
为提高注水量，改善区块注水状况，1994年2月对区块南部10口水井实施了增压注水。水井吸水量大幅度增加，由增压前的27m3/d上升到增压后的227m3/d，增加200m3/d。10个月后，区块累积增注水量6万余立方米。油井见到了注水效果，95年出油井点增加到14口，日产油达到15.4t/d，较94年产量上升4.2t/d。但同时由于超压注水导致裂缝开启，油井很快水淹，95年7月开始至96年9月，西部高压注水区10口油井中有5口井水淹，且水淹后油井产液量较低，平均只有1.3t/d。从测得油水井压力看，96年增压区水井静压为24.6MPa，油井 d 静压只为1.6MPa， e 井为5.01MPa，说明油水井难以建立有效的驱动体系，高压注水并未提高驱替效率，只起到了沟通裂缝的作用。96年区块西部10口井日产油只有3.2t/d。
至1997年全区块日产油下降到5.6t/d，区块油水井陆续关井。目前区块还有抽油井1口，日产液1.22t/d，日产油0.81t/d，含水34%；提捞井2口。注水井1口，年注水1032m3。其余高压注水区水井97年3月因无效注水全部关井。
3 有效动用方法研究
3.1 选取地层条件较好的原注水井进行提捞生产
由于区块油井地层压力较低且原油粘度较大，选择油井提捞不一定能取得理想效果，而水井由于有一定的注水量，井底附近具有一定压力，提捞效果应可好于油井。如水井 f 转抽、提捞后已累积产油2812t，也证明了这一点。
由于西部井区油层物性好于其它井区，因此可先在西部井区选择3口计关井进行提捞生产。
如果3口井提捞效果较好，可进一步进行蒸汽吞吐采油。因为高温蒸汽注入地下一方面可以大大增加原油流动速度，另一方面可以提高井底压力。对A区块这样长期不注水，地层能量得不到有效补充的区块较为适合。
4 认识及结论
（1）A区块由于位于构造翼部油水过渡带部位，砂体发育规模小，油层孔渗性较差，300m井距对砂体控制程度低。注水开发后，水井注水能力较低，憋压严重，油井见不到注水效果。实施增压注水后，超破裂压力注水导致裂缝开启，油井快速水淹。反映出在300m×300m井网条件下建立不起有效驱动体系，是导致开发效果差的直接原因。
（2）各项参数表明区块西部油层物性虽好于东部及其它零散井区。但投产初期，各井区油井产量并没有明显的差别。说明在区块内油层物性没有对油井产量起到绝对的控制作用，而是原油本身的物性，尤其是油稠对本区油井生产及开发影响较大。因此原油粘度大是影响A区块开发效果差的重要因素。
（3）针对A区块的特点及开发方式的分析结果，通过注水井转提捞、蒸汽吞吐及井网加密等措施的综合利用，可重新使区块可采储量得到有效动用。对今后开发类似条件的油田起到了借鉴及指导作用。