[摘 要]特低渗油藏74块由于储层渗透低，采用常规大井距开发采收率较低，在深入开展油藏精细地质研究、渗流机理研究的基础上，实施水质软化精细处理配套工艺，油水井增产增注配套工艺攻关，分井区采取同步注水、早期注水、优化压裂以及极限小井距注水开发，使得油藏有效动用率提高18%，有效改善了特低渗透难动用油藏开发效果。
　　[关键词]特低渗 小井距 注水效果
　　中图分类号：TE347 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）12-0030-01
　　五号桩油田桩74块是典型的特低渗透难动用油藏，由于储层渗透率低，束缚水饱和度高，非均质性严重等原因，常规井距开发过程中地层压力下降快，注水压力传导慢，油井受效困难，开发效果相对较差，油藏平均单井日产油2.0吨/天，综合含水64%，采油速度小于0.5%，标定采收率为15%。为了较好地开发动用桩74块，近年来在深入开展油藏精细地质基础研究、渗流机理研究的基础上，强化水质改造和增产增注工艺配套技术攻关，积极探索小井距开发试验，取得了一定成效和初步认识。
　　1.开采简历及开采特征
　　桩74块自1982年投入试采，初期由于原油高含蜡、高凝固点以及压裂等各种工艺技术不过关等特点，无法正常试采，1993年进行小井距注水开发试验获得成功，使得桩74块得到整体动用。1996年单元最高日产油水平达438t/d，年产油13.67×104t，由于储层特低渗透、地层能量下降快等原因，产量逐年下降，2002年年产油降至4.47×104t。2002年在桩74-10-2井区实施小井距注水开发实验。表现出的开采特征是自然产能低，自然能量开采递减大，采收率低；油层物性差，注水开发需要克服一定的启动压力梯度；天然微裂缝的存在，增加了注水开发的难度。
　　2.小井距试验及开发效果分析
　　桩74块由于储层特低渗透，常规大井距开发，350-450m，开发过程中地层压力下降快，注水压力传导慢，油井受效困难，加之储层非均质严重，开发效果相对较差，具体表现为“注不进、采不出、见水即水淹”的特点。为此，进行了小井距注水开发的探索和实践。先是在桩74块桩74-试1井区建立140-240m注采小井距、桩59井区建立了160-250m注采小井距、桩74-10-2井区建立了150-180m小井距、桩59-斜30井区建立边距125m角距175m的极限注采小井距，多类型小井距注水开发实验有效打破了特低渗油藏动用差的难题。
　　桩74-试1井组：该井组于1993年小井距注水开发，通过缩小注采井距，取得较好的开发效果。注采井距140-240m，井组初期日油能力67t/d，日注水平80m3/d，注采比0.8-1.1，井组连续4年日油能力保持在30t/d以上，采油速度保持在3.0%以上。
　　桩59井区：该井区2007年建产能并实施早期注水和同步注水，当年转注2口井，注采井距150-250m，增加水驱动用储量79万吨，累积注水2.22万立方米，注采对应率100%。水井超前同步注水，对应油井配合压裂见显著效果。桩74-15-14井累注水7320m3后，井距150m的桩深4井实施压裂，3mm油嘴自喷58天，日油能力由压裂前2.1吨增加到20吨。
　　桩59-斜30实验井组：该实验井组2008年规划动用储量11万吨，油井3口，水井1口，边距125m角距175m，反九点法井网。水井累计注水0.2410万立方米，月注采比1.6，累注采比0.12。井组初期日油能力25.8吨，综合含水50.7%，目前日油能力10.1吨，综合含水36.5%，动液面2406m。阶段看井组平均单井产能低，渗流能力仍较差，能量严重供给不足，注水效果还有待于进一步观察。
　　桩74块自1993年采取小井距注水开发以来，油藏开发效果总体表现为：油藏递减幅度明显减缓，由1997-1998年的35%-45%下降到目前的21.5%-23%；油水井开井率由61.1%上升到80%；水驱采收率由10.1%上升到15%；储量有效动用率由52.0%上升到68.3%。
　　3.結论
　　小井距注水开发区基本解决了水井“注不进”问题，加密后水井启动压力及注水压力明显降低，水井启动压力由加密前的35.08MPa下降到加密后的30.2MPa，平均油压由加密前的35.6MPa下降到加密后的32MPa，水井的注入能力得到改善。基本解决了油井“采不出”问题，加密后地层压力回升，由加密前的28.9MPa上升到35.7MPa，动液面由2100m上升至1606m，油藏能量得到有效补充。平均单井日液由试验前的日液5.6t/d，日油2.1t/d，上升到日液10.4t/d，日油4.2t/d。