摘 要：大老爷府油田为低幅度构造油藏，目前综合含水已达96.7%，处于特高含水开发阶段，投产初期储层大量脱气；一套井网开发高台子、扶余两套油层，多层合注合采，井网适应性差，油水分布规律复杂，剩余油高度分散，措施挖潜难度大，储层非均值性严重，三大矛盾突出，开发中存在较多问题影响效益开发。本文在井区分类评价的基础上，对南部重点区块进行分析，以改善开发效果、提高区块采收率为目标，以效益挖潜为主线，制定综合治理对策。本着先试验，后推广的原则，力争提高采收率16%以上，为稳产提供支撑。
关 键 词：大老爷府 井区分类 综合治理
一、区块概况及开发现状
大老爷府油田区域构造位于松辽盆地南部中央坳陷区华字井阶地的中南部，含油面积41.6km2，地质储量2026×104t，1994年投入开发，初期储层大量脱气，使得地下原油粘度升高，水油流度比增大，单层突进和层内指进现象严重，水驱波及程度低。该油田采用一套井网开采高台子和扶余两套油层，储层层间非均质性严重，层间吸水不均匀，各层储量动用程度差异大，油井普遍高含水，水驱效率低。经过25年的注水开发，甲型水驱特征曲线预测水驱采收率只有14.4%，目前采油速度0.17%，采出程度12.2%，综合含水高达96.2%，
南部试验区位于大老爷府南部，处于构造高部位，储层发育较好，注采见效，但是通过井区分类研究发现南[作者简介：王景翠，女，1985年出生，2013年毕业于东北石油大学油气田开发专业，现从事油气田开发地质研究工作，中级工程师。通讯地址：吉林油田公司松原采气厂地质所。邮编：138000。联系电话：0438-6223570。
]部区块在同类井区中开发效果略差，具有进一步治理和挖潜的空间。
二、近年开发形势分析
自2010年开始产量大幅递减，主要原因是无接替产能，措施规模缩减。2016年至今保持综合不递减，连续3年稳产。通过一系列改革和措施，实现“三少三稳”的总体形势——油井开井数，产液、含水降低，产油稳定，水井开井数及注水量稳定。
南部区块目前开井数104口，日产液798.2吨，日产油37.4吨，含水率95.3%，80%以上的井含水率超过90%。
与去年同期相比，目前区块38个可评价注采井组中，34个井组稳定，4个井组产油下降，稳升率89%。降产主要有两方面原因，3个位于构造边部的井组和1个常规注水效果差的井组。对于效果差的井组，根据动静态资料对其注水方案进行了调整。
近几年总体地层压力保持平稳，自对吸水能力差的层进行加强注水后，分层压力趋于均衡。
三、目前存在问题
1、剩余油高度分散，措施挖潜难度大；
调整井资料显示，剩余油仍然富集。从新井动用各小层解释数据看，主力油层含油饱和度仍高于50%，如2012年11月投产的A井，7、10小层含油饱和度高于50%
从主力层重复压裂看，仍有剩余油。B在2019年1月压裂7小层，压后产液上升、产油上升，含水下降，说明主力层仍有剩余油。
2、平面矛盾突出
注水差异化非常明显，注入水主要沿东西向裂缝突进及高渗相带突进，弱势水驱方向见效极差。
3、层间差异大
注水差异化非常明显，注入水主要沿东西向裂缝突进及高渗相带突进，弱势水驱方向见效极差。
4、储层脱气严重，原油粘度增减，可动油减少
储层脱气严重（初期油气比高达1300方/吨），导致原油粘度增加，可动油减少，水驱效果变差，对采收率影响较大。
5、监测资料不足，制约了分层认识，限制了堵水规模
老油田油藏研究以认识剩余油为核心，针对纵向动用不均、剩余油分散复杂特点，如何深化分层认识、量化分层潜力，是制约开发调整深入关键。
制约问题
1）监测资料覆盖率、连续性无法满足，精度达不到单砂体
2）随开发动态不断变化，动静态测试资料时效性逐渐变差
3）纵向储层发育多、开发状况复杂，以往经验法预测工作量大、准确率无法保证
4）测试种类繁多，多项成果无法综合量化体现，资料不好管理，缺乏统一平台
四、下一步工作方向
1、注水对策
层内矛盾突出，束缚了注水工作，影响了地层压力的提升。为了进一步提高地层能力，提高油井产能，在动静态分析认识的基础上，在注水方式上，采取周期注水方式，通过调整注入参数，改变压力场分布，提高效果，已确定28口井，目前方案正在落实。
2、压裂挖潜
2018年在南部区块试验低成本压裂2口，取得了较好效果，今后将结合剩余油和水驱规律认识，研究区域内同一砂体整体改造，突破效益关，改善区块开发效果。
3、长停井恢复
经注水调整后，目前有10口低产低压长停井压力已经回升，动液面在井口，套压1.5兆帕以上，地层压力恢复到原始压力以上。下步采取动态开停的方式，逐步恢复生产，预计日增油1.5吨。
表1 目前已复活的长停井效果对比表
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4、扩大氮气泡沫驱规模
单纯依靠关高产液井、层，控制无效水循环，存在一定局限性，氮气泡沫驱拥有氮气驱和泡沫驱的双重优点，能够有效的扩大波及体积和驱油效率，并控制含水上升。在前期取得经验和认识的基础上，深入研究，扩大规模。
研究方面：一是重点研究气窜问题，通过泡沫封堵、气水交替注入、关停井等方式，减缓气窜影响；二是通过加入洗油剂、增粘剂等方式，扩大波及体积，提高驱油效率。
实施安排：目前初步确立潜力井15口，2019年预计实施6口，2020年实施4口。
5、劈分软件
“多层注入产出量化软件” 综合应用地质成果、测试资料、生产数据等相关信息，开发出的广泛适合于油田科研和生产技术人员快速进行油藏储量动用统计与分析的专业软件。
以小层为研究对象，方便快捷地进行产液量和注水量劈分，对小层和砂体的储量采出程度、注采比、含水率等参数进行汇总、统计，帮助现场油藏工程师分析目前油藏储量动用状况和注采平衡情况，找出油田调整方向和潜力层位。
五、总结
1、2019年采取的主要治理对策为压裂、长停井恢复，同时配套注水方案优化及周期注水等综合治理工作，变化压力场，改善水驱效果，自然递减控制在9%以内。
2、通过氮气驱改善平面上注入水窜流方向，补充地层能量、扩大波及体积以及调整吸水剖面。
3、利用多层注入产出量化软件，进行分层注采劈分量化，能更加清楚了解油藏储层分层动用状况，从而指导剩余油的量化研究，对下步开展潜力挖潜、措施、调整等提高采收率工作有指导意义，使区块综合治理见到更好的效果。