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【摘要】根据大芦湖油田的地质特征，结合生产实际，探讨提高裂缝性低渗透油藏开发中后期采收率的新方法。在早期注水无井开采井区，由于注水补充地层能量，使地层压力升高，这样油井补孔时产量可以得到提高，运用物质平衡方法计算，在早期注水无井开采井区地层压力一般可以升高2-3MPa，在保持相同流压的情况下，压差可以增大2-3MPa，如果按正常生产压差13MPa计算，则产量可以比原始地层压力条件下提高15%，具有不压裂投产的可能性。
【关键词】大芦湖 低渗透 新技术 不压裂投产
1 油藏地质简况
大芦湖油田地理位置位于山东省高青县东北部，构造位置位于东营凹陷博兴洼陷西北部，正理庄——樊家鼻状构造北端。1991年投入开发，同年转入注水开发。主力含油层系为沙二、沙三中、沙三下，探明含油面含油面积55km2，地质储量3851万吨。平均孔隙度为14.8%，平均渗透率5.7×10-3um2，有效渗透率仅3.4×10-3μm2。存在问题一是无自然产能，压裂后产量递减快；二是 剩余油分布零散；三是受裂缝影响，油水井井间窜流严重，主力开发层系综合含水已高达80%以上，且层间水淹状况不均。
2 开发中存在问题
传统观点认为：大芦湖属低渗透油田，只有经过压裂改造油井才具有一定的产能，所以大芦湖油田投产的油井基本上是口口压裂，而在油田后期开发中却暴漏出以下三点问题。
2.1 平面上：人工裂缝发育、油井注水见效快，见水后含水上升快，产量递减快，控水稳油难度大
由于低渗透油藏投产初期一般都采取压裂改造，油水井间裂缝发育，注水后油井见效快，但见效后油井含水上升比较快，无因次采液、采油指数大幅度下降，产量递减较快，年递减率达到15%以上，且油水井间容易形成窜流，造成注水利用率低，注采调配效果不明显，给控水稳油带来很大的难度。2.2 纵向上：裂缝窜层严重，后期的调整和挖潜难度大
对于早期单采S3Z43层的井，后期卡封补孔压裂挖潜S3Z44、42层时，油井基本全是高含水，统计层间挖潜共计实施了6口井只有3口井有效，措施有效率只有50%，从无效的3口井的的液量、含水及水分析资料来看，均与卡封补孔前一样，说明层间已经压窜，导致层间挖潜难度加大。
2.3 储量动用程度低，层内、层间动用不均衡
由于油层厚度大，含油砂体个数多，投产时仅射开部分小层，而后期补孔压裂挖潜易压窜，措施效果差，导致部分储量得不到有效动用，如：樊29块有42、43、44、45含油小层，投产初期多数井仅射开43、44层， 42层未动，但后期补孔压裂挖潜效果差，因此导致42层100万吨储量到目前仍旧得不到有效动用。另外，由于层内、层间非均质性严重，注水过程中层内吸水也不均衡，这势必造成层内、层间动用的不均衡。
3 开发技术创新
针对厚层低渗透油藏层内、层间挖潜难度大，储量动用程度低的问题，近两年我们以开发认识为突破口，加大技术创新力度，在层内、层间的挖潜上取得了一定的成效。
从油田开发中存在的问题可以看出，控水稳油难度大、层间挖潜难度大等问题主要是由于投产初期进行了压裂改造，后期挖潜时进行压裂导致层间压窜，如果后期挖潜时不进行改造这一问题就可以避免。那么后期挖潜不进行压裂改造是否可行呢？不压裂能否获得经济产能呢？我们从注水、地层能量等方面进行论证：
3.1 不压裂水井能注水，油井有产能
部分水井在转注时没有采取油层改造措施，我们对这些井的注水压力及吸水状况进行了比较分析，从注水压力上看，不压裂的注水井其启动压力高，但在稳定期的注水压力与压裂井差别不大，4组的压力在24-27Mpa，5组的注水压力在29-31MPa；从吸水指数上看，不压裂井的吸水指数在2.1～4.0 m3/d.Mpa，压裂井的吸水指数在4.8～5.7m3/ d.MPa，二者的注水压力相差不大，吸水指数有所差别，但均能满足注水的需要，且不压裂井的水驱效果好，不存在裂縫的窜流问题。
根据油藏吸水指数与采油指数间的关系式，不压裂油井的比采油指数为：0.091t/（d.MPa.m），为压裂井的0.168t/（d.MPa.m）的54%，即在相同生产压差的条件下不压裂井产量为压裂井产量的54%，统计10口压裂井稳定生产时平均产量为11吨，因此如果油井不压裂平均产量可以达到 5.9t/d，与4口早期试油不压裂井平均单井日产5.4吨基本吻合。3.2 早期注水井区，地层压力升高，可以有效提高油井产量
在早期注水无井开采井区，由于注水补充地层能量，使地层压力升高，这样油井补孔时产量可以得到提高，运用物质平衡方法计算，在早期注水无井开采井区地层压力一般可以升高2-3MPa，在保持相同流压的情况下，压差可以增大2-3MPa，如果按正常生产压差13MPa计算，则产量可以比原始地层压力条件下提高15%。对早期注水且不压裂的F9-512井组，我们应用物质平衡方法计算了樊9-512井组樊8-14未开采井区在2004.9的地层压力，首先计算了要保持F10-511当时地层压力所需水量，剩余注水量为樊8-14井区补充能量。
应用公式计算得到需要保持地层压力且达到了注采平衡所需水量为24240m3，而井组已经累注了25340m3，多注水量1100m3，多注水量增加无采油井区的地层能量，通过计算在当前压降为9Mpa时，无采油井区较原始地层压力升高2Mpa，充分证明了早期注水后，无采油井区较原始地层压力有所升高。按这一压力计算，生产压差可以达到15Mpa左右，按采油指数0.109 t/（d.Mpa.m）计算，则不压裂时初产可以达到7.5t左右。
以上论述可以看出，注采完善井区不压裂可以获得一定的产量，那么后期层间不压裂挖潜是否存在窜层的问题呢？为此，我们对裂缝的监测结果进行了统计，结果为：压裂裂缝在纵向上向上可以延伸1米，向下最大可以延伸12米，向下延伸长度大主要因为层内延伸为主，因此隔、夹层厚度在5m以上时基本不会存在窜层的问题，井网完善已注上水的井区进行挖潜时不压裂投产在理论上是可行性。
4 结论
厚层块状低渗透油藏，开发中后期顶部剩余油较丰富，实施超前注水，层压力有所升高，可以通过补孔、侧钻、水平井等技术进行不压裂投产，对提高二次采油阶段的采收率具有较大意义。
参考文献
[1] 葛家理，主编.油气层渗流力学[M].北京：石油工业出版社，1982
[2] 薛定谔 A E 著.多孔介质中的渗流力学[M].王鸿勋，张朝琛，孙书琛译.北京：石油工业出版社，1982
[3] 陈月明，主编.油藏数值模似基础[M].山东东营：石油大学出版社，1989
【关键词】大芦湖 低渗透 新技术 不压裂投产
1 油藏地质简况
大芦湖油田地理位置位于山东省高青县东北部，构造位置位于东营凹陷博兴洼陷西北部，正理庄——樊家鼻状构造北端。1991年投入开发，同年转入注水开发。主力含油层系为沙二、沙三中、沙三下，探明含油面含油面积55km2，地质储量3851万吨。平均孔隙度为14.8%，平均渗透率5.7×10-3um2，有效渗透率仅3.4×10-3μm2。存在问题一是无自然产能，压裂后产量递减快；二是 剩余油分布零散；三是受裂缝影响，油水井井间窜流严重，主力开发层系综合含水已高达80%以上，且层间水淹状况不均。
2 开发中存在问题
传统观点认为：大芦湖属低渗透油田，只有经过压裂改造油井才具有一定的产能，所以大芦湖油田投产的油井基本上是口口压裂，而在油田后期开发中却暴漏出以下三点问题。
2.1 平面上：人工裂缝发育、油井注水见效快，见水后含水上升快，产量递减快，控水稳油难度大
由于低渗透油藏投产初期一般都采取压裂改造，油水井间裂缝发育，注水后油井见效快，但见效后油井含水上升比较快，无因次采液、采油指数大幅度下降，产量递减较快，年递减率达到15%以上，且油水井间容易形成窜流，造成注水利用率低，注采调配效果不明显，给控水稳油带来很大的难度。2.2 纵向上：裂缝窜层严重，后期的调整和挖潜难度大
对于早期单采S3Z43层的井，后期卡封补孔压裂挖潜S3Z44、42层时，油井基本全是高含水，统计层间挖潜共计实施了6口井只有3口井有效，措施有效率只有50%，从无效的3口井的的液量、含水及水分析资料来看，均与卡封补孔前一样，说明层间已经压窜，导致层间挖潜难度加大。
2.3 储量动用程度低，层内、层间动用不均衡
由于油层厚度大，含油砂体个数多，投产时仅射开部分小层，而后期补孔压裂挖潜易压窜，措施效果差，导致部分储量得不到有效动用，如：樊29块有42、43、44、45含油小层，投产初期多数井仅射开43、44层， 42层未动，但后期补孔压裂挖潜效果差，因此导致42层100万吨储量到目前仍旧得不到有效动用。另外，由于层内、层间非均质性严重，注水过程中层内吸水也不均衡，这势必造成层内、层间动用的不均衡。
3 开发技术创新
针对厚层低渗透油藏层内、层间挖潜难度大，储量动用程度低的问题，近两年我们以开发认识为突破口，加大技术创新力度，在层内、层间的挖潜上取得了一定的成效。
从油田开发中存在的问题可以看出，控水稳油难度大、层间挖潜难度大等问题主要是由于投产初期进行了压裂改造，后期挖潜时进行压裂导致层间压窜，如果后期挖潜时不进行改造这一问题就可以避免。那么后期挖潜不进行压裂改造是否可行呢？不压裂能否获得经济产能呢？我们从注水、地层能量等方面进行论证：
3.1 不压裂水井能注水，油井有产能
部分水井在转注时没有采取油层改造措施，我们对这些井的注水压力及吸水状况进行了比较分析，从注水压力上看，不压裂的注水井其启动压力高，但在稳定期的注水压力与压裂井差别不大，4组的压力在24-27Mpa，5组的注水压力在29-31MPa；从吸水指数上看，不压裂井的吸水指数在2.1～4.0 m3/d.Mpa，压裂井的吸水指数在4.8～5.7m3/ d.MPa，二者的注水压力相差不大，吸水指数有所差别，但均能满足注水的需要，且不压裂井的水驱效果好，不存在裂縫的窜流问题。
根据油藏吸水指数与采油指数间的关系式，不压裂油井的比采油指数为：0.091t/（d.MPa.m），为压裂井的0.168t/（d.MPa.m）的54%，即在相同生产压差的条件下不压裂井产量为压裂井产量的54%，统计10口压裂井稳定生产时平均产量为11吨，因此如果油井不压裂平均产量可以达到 5.9t/d，与4口早期试油不压裂井平均单井日产5.4吨基本吻合。3.2 早期注水井区，地层压力升高，可以有效提高油井产量
在早期注水无井开采井区，由于注水补充地层能量，使地层压力升高，这样油井补孔时产量可以得到提高，运用物质平衡方法计算，在早期注水无井开采井区地层压力一般可以升高2-3MPa，在保持相同流压的情况下，压差可以增大2-3MPa，如果按正常生产压差13MPa计算，则产量可以比原始地层压力条件下提高15%。对早期注水且不压裂的F9-512井组，我们应用物质平衡方法计算了樊9-512井组樊8-14未开采井区在2004.9的地层压力，首先计算了要保持F10-511当时地层压力所需水量，剩余注水量为樊8-14井区补充能量。
应用公式计算得到需要保持地层压力且达到了注采平衡所需水量为24240m3，而井组已经累注了25340m3，多注水量1100m3，多注水量增加无采油井区的地层能量，通过计算在当前压降为9Mpa时，无采油井区较原始地层压力升高2Mpa，充分证明了早期注水后，无采油井区较原始地层压力有所升高。按这一压力计算，生产压差可以达到15Mpa左右，按采油指数0.109 t/（d.Mpa.m）计算，则不压裂时初产可以达到7.5t左右。
以上论述可以看出，注采完善井区不压裂可以获得一定的产量，那么后期层间不压裂挖潜是否存在窜层的问题呢？为此，我们对裂缝的监测结果进行了统计，结果为：压裂裂缝在纵向上向上可以延伸1米，向下最大可以延伸12米，向下延伸长度大主要因为层内延伸为主，因此隔、夹层厚度在5m以上时基本不会存在窜层的问题，井网完善已注上水的井区进行挖潜时不压裂投产在理论上是可行性。
4 结论
厚层块状低渗透油藏，开发中后期顶部剩余油较丰富，实施超前注水，层压力有所升高，可以通过补孔、侧钻、水平井等技术进行不压裂投产，对提高二次采油阶段的采收率具有较大意义。
参考文献
[1] 葛家理，主编.油气层渗流力学[M].北京：石油工业出版社，1982
[2] 薛定谔 A E 著.多孔介质中的渗流力学[M].王鸿勋，张朝琛，孙书琛译.北京：石油工业出版社，1982
[3] 陈月明，主编.油藏数值模似基础[M].山东东营：石油大学出版社，1989