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【摘要】敖古拉油田已进入高含水开发阶段，稳产难度越来越大，寻找各井区块治理潜力，实现稳油控水。本文利用测井曲线和生产动态信息，依据塔2和塔3井区开发特点，分析查找开发潜力制定合理的治理措施，分别对井区进行分类治理，提高开发效果。
【关键词】敖古拉油田；治理潜力；分析
一、油田概况
敖古拉油田位于黑龙江省杜尔伯特蒙古族自治区敖林西伯乡及胡吉吐莫境内，区域构造为松辽盆地西部斜坡区泰康隆起之上小林克-哈拉海大断裂的一个三级鼻状构造。1988年开始滚动开发，开发初期利用天然能量开采，1993年转为大面积注水开发，1994年开始逐步转注水淹角井，完善五点法注水井网，1997年开始进入措施挖潜阶段。经过不断的注水调整和措施挖潜，延缓了产量递减，确保了油田的高效开发，使油田年产油在7.0×104t基础上稳产了8年。但是，随着油田注水开发时间的延长，油井含水不断上升，同时油井措施潜力小，产量呈下降趋势，为了弥补产量递减，2001年先后投产了塔3井区和塔2井区的外扩井。
二、井区开发存在的主要矛盾
2.1塔2井区沉积微相控制砂体的非均质性，导致油井见水后含水上升快
塔2井区位于敖古拉大断裂东侧，发育条带型的河道砂，砂体宽度300-500m，平均单井钻遇有效厚度5.6m，含油面积0.7km2，地质储量42.6×104t。S02层在该区发育，个别井点发育S01层。老井区注水强度较大，水淹程度高，层内矛盾突出，平均注水强度已达18937m3/m。新井区虽然发育的是单砂体，但细分之后可看出其单层中的小夹层较多，非均质性较老井区更为严重，新井区由于层内非均质性影响，位于河道中部的油井见效快，含水上升快，2003年11月份塔37-22井见到塔36-23井注入水，半年后含水由20%上升到100%，2005年12月塔35-24井见塔36-23和塔34-25井注入水，2006年4月含水由25%上升到67.6%，日产油由2.8t下降到0.9t，下降了1.9t。
从塔28-25井岩芯资料看，塔2井区萨零组在沉积构造上发育斜层理、波状和交错层理等，底部可见冲刷现象，这些都表明塔2井区是水动能较强的分流河道微相沉积。砂体的粒径自下而上由大变小且自然电位、深浅侧向曲线多呈复合钟形、箱形明显为正韵律。不同沉积韵律油层具有各自不同的水淹特征，正韵律油层在水淹的情况下，由于最高渗透层段位于油层底部，造成注入水沿底部突进较快，水淹也较严重，导致油井见水后含水上升速度快。
2.2塔3井区油水同层发育，协调注入水和地层水含水上升难度较大
塔3井区基本上以单采SI组为主，只有4口井射开了PⅠ2.1层，1口井射开了G0组，SⅠ、SⅡ组从动态资料反映以油水同层为主，尤其是SⅡ11+12-13+14层基本以水层为主，射开该层的4口油井含水都较高（塔3、59-07、59-10、61-06）。为协调地层水和注入水影响含水上升，控制油井产量递减速度，采取了短周期周期注水方式开采，随着开发时间的延长，主力层累积注水强度不断增大（SⅠ1，SⅠ2+3，SⅠ5层的平均注水强度已达到5100m3/m），油井含水上升速度不断加快，恢复注水后随着累积注水强度的增加，注入水影响油井含水开始上升；停注期间地层压力下降导致地层水推进速度加快，地层水影响含水开始上升；另外，由于冬季无法实施短周期周期注水，导致注入水影响含水上升，控制含水上升难度较大。
三、井区开发潜力分析
3.1塔2井区单层厚度较大、河道砂体发育，具备底部堵水潜力
塔2井区S02层在该区发育，个别井点发育S01层，平均单井钻遇有效厚度5.6m，地质储量44.0×104t，可采储量17.19×104t，采出程度37.63%，综合含水75.24%。一是从剩余可采储量和综合含水上看具备挖潜的物质基础；二是从塔28-25井岩芯资料看，萨零组油层砂体的粒径自下到上由大变小且自然电位、深浅侧向曲线多呈复合钟形、箱形明显为正韵律沉积特征，此类沉积特点导致区块油井见水后含水上升速度快。为了搞清储层动用状况，2007年开展了连续流量测井，从测井资料解释结果看，中、下部油层吸水和产出比例较高，水淹程度比较严重，而上部吸水和产出比例相对较低，水淹程度较弱。因此，萨零组油层上部是今后措施挖潜的主要对象。
3.2塔3井区萨尔图油层油水同层发育，高台子油层具备补孔潜力
塔3井区萨尔图油层油水同层和水层比较发育，为了控制含水上升和产量递减速度，采取了短周期周期注水方式，从2006年夏季周期注水效果分析，周期注水的半周期为1个月，方案实施后从井组油井生产曲线上可以看出，周围油井在执行完1个周期后含水都有不同程度的下降。尤其是中心井塔3在塔60-06和塔60-08执行完第一个停注半周期后含水就开始下降，且下降幅度较大，由65.1%下降到42.3%，截止2006年10月15日已实施完6个周期，区块综合含水由73.98%下降到57.11%；但由于冬季无法保证周期注水的实施，恢复连续注水后含水上升速度较快，一个月后塔3井含水由37.3%上升到66.0%，区块综合含水上升到68.09%。虽然周期注水可以在停注周期控制油井含水上升，但不能从根本上有效控制含水上升趋势。
塔3井区目前主要开采萨尔图油层，高台子油层只在个别井点射开，目前区块内只有塔61-09井開采的G07层，日产液4.4t，日产油2.2t，含水51.0%，从该井生产情况看，G07层产出一直较好，厚度占全井厚度的17.6%，产出占全井比例的10%左右，含水比较低，为53.8%；同时，从精细油藏描述重新划分的沉积相态图上可以看出，区块内G07层发育厚度比较大且连通状况较好；同时从测井曲线分析，塔61-09和塔62-09井G07层电阻12.0Ωm、声波为265μs/m；另外从构造位置上看属于同一构造部位，综上所述塔62-09井G07层具备补孔潜力。
为此，计划开展补孔2口井（采油井塔62-09、注水井塔62-08，其中注水井塔62-08为完善注采关系补孔），为区块内其它3口井补孔提供依据。
四、治理措施
4.1注水井治理
在塔3井区采油井补孔后为完善注采关系补孔1口井（塔62-08）。
4.2采油井综合治理
对储层发育单一，单层厚度大，且属于正韵律沉积的塔2井区油井，通过实施以底部堵水为主的措施，缓解层间矛盾，发挥中低含水层产能。首先计划开展2口井堵水试验（塔30-25、35-24）。
参考文献
[1]石油勘探与开发
【关键词】敖古拉油田；治理潜力；分析
一、油田概况
敖古拉油田位于黑龙江省杜尔伯特蒙古族自治区敖林西伯乡及胡吉吐莫境内，区域构造为松辽盆地西部斜坡区泰康隆起之上小林克-哈拉海大断裂的一个三级鼻状构造。1988年开始滚动开发，开发初期利用天然能量开采，1993年转为大面积注水开发，1994年开始逐步转注水淹角井，完善五点法注水井网，1997年开始进入措施挖潜阶段。经过不断的注水调整和措施挖潜，延缓了产量递减，确保了油田的高效开发，使油田年产油在7.0×104t基础上稳产了8年。但是，随着油田注水开发时间的延长，油井含水不断上升，同时油井措施潜力小，产量呈下降趋势，为了弥补产量递减，2001年先后投产了塔3井区和塔2井区的外扩井。
二、井区开发存在的主要矛盾
2.1塔2井区沉积微相控制砂体的非均质性，导致油井见水后含水上升快
塔2井区位于敖古拉大断裂东侧，发育条带型的河道砂，砂体宽度300-500m，平均单井钻遇有效厚度5.6m，含油面积0.7km2，地质储量42.6×104t。S02层在该区发育，个别井点发育S01层。老井区注水强度较大，水淹程度高，层内矛盾突出，平均注水强度已达18937m3/m。新井区虽然发育的是单砂体，但细分之后可看出其单层中的小夹层较多，非均质性较老井区更为严重，新井区由于层内非均质性影响，位于河道中部的油井见效快，含水上升快，2003年11月份塔37-22井见到塔36-23井注入水，半年后含水由20%上升到100%，2005年12月塔35-24井见塔36-23和塔34-25井注入水，2006年4月含水由25%上升到67.6%，日产油由2.8t下降到0.9t，下降了1.9t。
从塔28-25井岩芯资料看，塔2井区萨零组在沉积构造上发育斜层理、波状和交错层理等，底部可见冲刷现象，这些都表明塔2井区是水动能较强的分流河道微相沉积。砂体的粒径自下而上由大变小且自然电位、深浅侧向曲线多呈复合钟形、箱形明显为正韵律。不同沉积韵律油层具有各自不同的水淹特征，正韵律油层在水淹的情况下，由于最高渗透层段位于油层底部，造成注入水沿底部突进较快，水淹也较严重，导致油井见水后含水上升速度快。
2.2塔3井区油水同层发育，协调注入水和地层水含水上升难度较大
塔3井区基本上以单采SI组为主，只有4口井射开了PⅠ2.1层，1口井射开了G0组，SⅠ、SⅡ组从动态资料反映以油水同层为主，尤其是SⅡ11+12-13+14层基本以水层为主，射开该层的4口油井含水都较高（塔3、59-07、59-10、61-06）。为协调地层水和注入水影响含水上升，控制油井产量递减速度，采取了短周期周期注水方式开采，随着开发时间的延长，主力层累积注水强度不断增大（SⅠ1，SⅠ2+3，SⅠ5层的平均注水强度已达到5100m3/m），油井含水上升速度不断加快，恢复注水后随着累积注水强度的增加，注入水影响油井含水开始上升；停注期间地层压力下降导致地层水推进速度加快，地层水影响含水开始上升；另外，由于冬季无法实施短周期周期注水，导致注入水影响含水上升，控制含水上升难度较大。
三、井区开发潜力分析
3.1塔2井区单层厚度较大、河道砂体发育，具备底部堵水潜力
塔2井区S02层在该区发育，个别井点发育S01层，平均单井钻遇有效厚度5.6m，地质储量44.0×104t，可采储量17.19×104t，采出程度37.63%，综合含水75.24%。一是从剩余可采储量和综合含水上看具备挖潜的物质基础；二是从塔28-25井岩芯资料看，萨零组油层砂体的粒径自下到上由大变小且自然电位、深浅侧向曲线多呈复合钟形、箱形明显为正韵律沉积特征，此类沉积特点导致区块油井见水后含水上升速度快。为了搞清储层动用状况，2007年开展了连续流量测井，从测井资料解释结果看，中、下部油层吸水和产出比例较高，水淹程度比较严重，而上部吸水和产出比例相对较低，水淹程度较弱。因此，萨零组油层上部是今后措施挖潜的主要对象。
3.2塔3井区萨尔图油层油水同层发育，高台子油层具备补孔潜力
塔3井区萨尔图油层油水同层和水层比较发育，为了控制含水上升和产量递减速度，采取了短周期周期注水方式，从2006年夏季周期注水效果分析，周期注水的半周期为1个月，方案实施后从井组油井生产曲线上可以看出，周围油井在执行完1个周期后含水都有不同程度的下降。尤其是中心井塔3在塔60-06和塔60-08执行完第一个停注半周期后含水就开始下降，且下降幅度较大，由65.1%下降到42.3%，截止2006年10月15日已实施完6个周期，区块综合含水由73.98%下降到57.11%；但由于冬季无法保证周期注水的实施，恢复连续注水后含水上升速度较快，一个月后塔3井含水由37.3%上升到66.0%，区块综合含水上升到68.09%。虽然周期注水可以在停注周期控制油井含水上升，但不能从根本上有效控制含水上升趋势。
塔3井区目前主要开采萨尔图油层，高台子油层只在个别井点射开，目前区块内只有塔61-09井開采的G07层，日产液4.4t，日产油2.2t，含水51.0%，从该井生产情况看，G07层产出一直较好，厚度占全井厚度的17.6%，产出占全井比例的10%左右，含水比较低，为53.8%；同时，从精细油藏描述重新划分的沉积相态图上可以看出，区块内G07层发育厚度比较大且连通状况较好；同时从测井曲线分析，塔61-09和塔62-09井G07层电阻12.0Ωm、声波为265μs/m；另外从构造位置上看属于同一构造部位，综上所述塔62-09井G07层具备补孔潜力。
为此，计划开展补孔2口井（采油井塔62-09、注水井塔62-08，其中注水井塔62-08为完善注采关系补孔），为区块内其它3口井补孔提供依据。
四、治理措施
4.1注水井治理
在塔3井区采油井补孔后为完善注采关系补孔1口井（塔62-08）。
4.2采油井综合治理
对储层发育单一，单层厚度大，且属于正韵律沉积的塔2井区油井，通过实施以底部堵水为主的措施，缓解层间矛盾，发挥中低含水层产能。首先计划开展2口井堵水试验（塔30-25、35-24）。
参考文献
[1]石油勘探与开发