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[摘 要]为实现对哈尔温油田葡萄花油层合理有效的动用，全文通过对哈尔温油田葡萄花油层的动静态分析，结合周围区块动态开发资料，制定出葡萄花油层合理的开发对策。
[关键词]动静态分析 葡萄花油层 开发方式
中图分类号：TU850 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）01-0332-01
一、油田基本概况
哈尔温油田位于黑龙江省大庆市大同区和平牧场北部，西距龙虎泡油田、东距杏西油田均为4km。区域构造位于松辽盆地齐家～古龙凹陷常家围子向斜和齐家南向斜之间的凹间脊部位，区内地势平坦，地面海拔142～149m，交通便利。葡萄花油层石油地质储量858.0×104t，可采储量85.7×104t，含油面积52.7km2。
二、油田动静态特征分析
2.1 油藏地质特征分析
2.1.1储层岩性及物性特征
统计11口井299块岩心物性分析资料，葡萄花油层孔隙度分布在11.1%～22.2%之间，平均孔隙度为15.6%，孔隙度中值为15.6%；空气渗透率分布在0.40mD～175.0mD，平均渗透率为19.1mD，渗透率中值为8.8mD，属中孔低渗储层（图1、图2），孔渗关系较好（图3）。
2.1.2油气运移聚集特征
储层内有机地化指标，与生油岩的分布相反，由负向构造向正向构造，由凹陷轴向两侧，地化指标递变性的变好。
因此可认为储层中地化指标呈递变规律变好的方向，就是油气运移的方向。根据油气成藏理论，在油气主要运移通道附近的圈闭有利于油气富集，为油气的有利富集区。
2.1.3油水分布特征及油藏类型
区域地质分析表明，哈尔温该区具有良好的生油和盖层条件，葡萄花油层无论是平面还是纵向上储层均较发育。表现为垂向上油水交互，含油性主要受砂体发育程度、储层物性和断层的影响，油藏类型总体上为断层-岩性油藏。
2.2 油藏动态特征分析
2.2.1吸水能力分析
邻近区块注水压力上升得很快，由初期的15.44 MPa逐渐上升为20.57 MPa，视吸水指数从2.63 m3/d·MPa逐渐下降为0.78m3/d·MPa，比吸水指数从0.61 m3/d·MPa·m逐渐下降为0.18 m3/d·MPa·m，说明注水井具有较强的吸水能力。
根据大庆外围已开发的龙虎泡、升平、宋芳屯等油田比吸水指数与流度的相关关系式：
式中：K——地层渗透率，mD；
μo——地层原油粘度，mPa·s。
古23-3区块葡萄花油层平均渗透率为19.1mD，地层原油粘度为3.6mPa·s，计算比吸水指数为1.29m3/MPa·d·m，因此葡萄花油层具有一定的吸水能力，可以满足注水开发需要。
2.2.2油层天然能量
（1）弹性能量。通过理论计算公式，计算弹性采收率为2.19%，弹性采收率较低。
（2）溶解气驱动能量。通过理论计算公式，计算溶解气驱采收率为12.54%，实际生产过程中，最终采收率要低于理论值。
（3）边底水驱动能量。地质研究结论：哈尔温油田葡萄花油层属于岩性-构造油藏，不存在大面积与油层连通的边底水，边底水能量较弱。
通过以上分析，葡萄花油层天然能量有限，不能满足依靠天然能量实现有效开发的需要。
三、油田主要开发对策及实践效果
3.1 措施挖潜剩余油，提高油井产量
古23-3井区完钻13口开发井，测井显示同层井较多，从目前生产情况来看，含水普遍较高，均在50%左右，产能较低，但仍存在一定剩余油，可以通过压裂来挖潜，达到增油的效果。
3.1.1压裂选层思路
选择压裂井层应考虑以下条件：
1、有效厚度
产层有效厚度大小，直接影响着压裂措施能否实施，如果有效厚度太薄，压裂增产效果会受到很大影响。
2、日产量
油井产量是其产能的标志，压裂措施主要针对渗透率低、产量低的井層，特别是一些经过压裂才有生产能力的井层。
3、含水率
含水太高的井层，其主力层基本已水淹，施工后会导致油层的负反应，使油井含水升高。所以对高含水井层不主张压裂。
4、含油饱和度
含油饱和度是进行储量和可采储量计算的重要参数，直接反映了油层物性的好坏。对于含油饱和度过低的井层，采取压裂措施难以获得良好效果。
3.1.2压裂效果分析
以温64-斜74井为例。
试油求产，平均日产液13.8t，日产油0.3t，综合含水97.8%，自然产能较低。对该井PI2进行压裂，从压后生产情况可以看出，全井产油由0.3t/d增加到1.2t/d，增加0.9t/d，采油强度由0.05t/d·m增加到0.22t/d·m，累计增油72.9t，取得了较好的增油效果。
3.2 建立注采井网，补充地层能量
哈尔温油田葡萄花油层以岩性-构造油藏为主，普遍含油性较差，边底水能量较弱，依靠天然能量不能满足采油速度要求。可通过建立注采井网，补充地层能量。
3.2.1油井转注，完善注采井网
对区块动静态分析，确定油井含水情况和构造关系，转注构造顶部和底部高含水油井，完善注采井网，使油井多向受效，并采取高部位与低部位交替注水方式，提高水驱控制程度，同时抑制边水舌进。
3.1.2新钻水井，逐步完善注采井网
开展精细油藏描述，通过充分认识古23-3井区的地质情况，可优选主力砂体发育区，通过钻加密水井，完善注采系统，提高水驱控制程度。
四、结论及认识
（1）针对哈尔温葡萄花油层低渗透油层，储层物性差，天然能量低，地层能量不足特点，可采取压裂措施挖潜，提高油井产量。
（2）对天然能量不足的井区，可选择部分采油井实施转注措施，或者新钻水井，来完善注采关系，提高水驱控制程度，挖掘剩余油潜力。
参考文献
[1] 李洪秀. 哈尔温油田古23-3井区开发布井方案.大庆，2013-04
[2] 张君.葡西油田古1区块黑帝庙油层开采对策.大庆，2008-03
作者简介
杜来才，1985年生。2010年毕业于东北石油大学油气储运专业，助理工程师。联系方式：13555547510黑龙江省大庆市红岗区八百垧十二区23号楼3单元101。
[关键词]动静态分析 葡萄花油层 开发方式
中图分类号：TU850 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）01-0332-01
一、油田基本概况
哈尔温油田位于黑龙江省大庆市大同区和平牧场北部，西距龙虎泡油田、东距杏西油田均为4km。区域构造位于松辽盆地齐家～古龙凹陷常家围子向斜和齐家南向斜之间的凹间脊部位，区内地势平坦，地面海拔142～149m，交通便利。葡萄花油层石油地质储量858.0×104t，可采储量85.7×104t，含油面积52.7km2。
二、油田动静态特征分析
2.1 油藏地质特征分析
2.1.1储层岩性及物性特征
统计11口井299块岩心物性分析资料，葡萄花油层孔隙度分布在11.1%～22.2%之间，平均孔隙度为15.6%，孔隙度中值为15.6%；空气渗透率分布在0.40mD～175.0mD，平均渗透率为19.1mD，渗透率中值为8.8mD，属中孔低渗储层（图1、图2），孔渗关系较好（图3）。
2.1.2油气运移聚集特征
储层内有机地化指标，与生油岩的分布相反，由负向构造向正向构造，由凹陷轴向两侧，地化指标递变性的变好。
因此可认为储层中地化指标呈递变规律变好的方向，就是油气运移的方向。根据油气成藏理论，在油气主要运移通道附近的圈闭有利于油气富集，为油气的有利富集区。
2.1.3油水分布特征及油藏类型
区域地质分析表明，哈尔温该区具有良好的生油和盖层条件，葡萄花油层无论是平面还是纵向上储层均较发育。表现为垂向上油水交互，含油性主要受砂体发育程度、储层物性和断层的影响，油藏类型总体上为断层-岩性油藏。
2.2 油藏动态特征分析
2.2.1吸水能力分析
邻近区块注水压力上升得很快，由初期的15.44 MPa逐渐上升为20.57 MPa，视吸水指数从2.63 m3/d·MPa逐渐下降为0.78m3/d·MPa，比吸水指数从0.61 m3/d·MPa·m逐渐下降为0.18 m3/d·MPa·m，说明注水井具有较强的吸水能力。
根据大庆外围已开发的龙虎泡、升平、宋芳屯等油田比吸水指数与流度的相关关系式：
式中：K——地层渗透率，mD；
μo——地层原油粘度，mPa·s。
古23-3区块葡萄花油层平均渗透率为19.1mD，地层原油粘度为3.6mPa·s，计算比吸水指数为1.29m3/MPa·d·m，因此葡萄花油层具有一定的吸水能力，可以满足注水开发需要。
2.2.2油层天然能量
（1）弹性能量。通过理论计算公式，计算弹性采收率为2.19%，弹性采收率较低。
（2）溶解气驱动能量。通过理论计算公式，计算溶解气驱采收率为12.54%，实际生产过程中，最终采收率要低于理论值。
（3）边底水驱动能量。地质研究结论：哈尔温油田葡萄花油层属于岩性-构造油藏，不存在大面积与油层连通的边底水，边底水能量较弱。
通过以上分析，葡萄花油层天然能量有限，不能满足依靠天然能量实现有效开发的需要。
三、油田主要开发对策及实践效果
3.1 措施挖潜剩余油，提高油井产量
古23-3井区完钻13口开发井，测井显示同层井较多，从目前生产情况来看，含水普遍较高，均在50%左右，产能较低，但仍存在一定剩余油，可以通过压裂来挖潜，达到增油的效果。
3.1.1压裂选层思路
选择压裂井层应考虑以下条件：
1、有效厚度
产层有效厚度大小，直接影响着压裂措施能否实施，如果有效厚度太薄，压裂增产效果会受到很大影响。
2、日产量
油井产量是其产能的标志，压裂措施主要针对渗透率低、产量低的井層，特别是一些经过压裂才有生产能力的井层。
3、含水率
含水太高的井层，其主力层基本已水淹，施工后会导致油层的负反应，使油井含水升高。所以对高含水井层不主张压裂。
4、含油饱和度
含油饱和度是进行储量和可采储量计算的重要参数，直接反映了油层物性的好坏。对于含油饱和度过低的井层，采取压裂措施难以获得良好效果。
3.1.2压裂效果分析
以温64-斜74井为例。
试油求产，平均日产液13.8t，日产油0.3t，综合含水97.8%，自然产能较低。对该井PI2进行压裂，从压后生产情况可以看出，全井产油由0.3t/d增加到1.2t/d，增加0.9t/d，采油强度由0.05t/d·m增加到0.22t/d·m，累计增油72.9t，取得了较好的增油效果。
3.2 建立注采井网，补充地层能量
哈尔温油田葡萄花油层以岩性-构造油藏为主，普遍含油性较差，边底水能量较弱，依靠天然能量不能满足采油速度要求。可通过建立注采井网，补充地层能量。
3.2.1油井转注，完善注采井网
对区块动静态分析，确定油井含水情况和构造关系，转注构造顶部和底部高含水油井，完善注采井网，使油井多向受效，并采取高部位与低部位交替注水方式，提高水驱控制程度，同时抑制边水舌进。
3.1.2新钻水井，逐步完善注采井网
开展精细油藏描述，通过充分认识古23-3井区的地质情况，可优选主力砂体发育区，通过钻加密水井，完善注采系统，提高水驱控制程度。
四、结论及认识
（1）针对哈尔温葡萄花油层低渗透油层，储层物性差，天然能量低，地层能量不足特点，可采取压裂措施挖潜，提高油井产量。
（2）对天然能量不足的井区，可选择部分采油井实施转注措施，或者新钻水井，来完善注采关系，提高水驱控制程度，挖掘剩余油潜力。
参考文献
[1] 李洪秀. 哈尔温油田古23-3井区开发布井方案.大庆，2013-04
[2] 张君.葡西油田古1区块黑帝庙油层开采对策.大庆，2008-03
作者简介
杜来才，1985年生。2010年毕业于东北石油大学油气储运专业，助理工程师。联系方式：13555547510黑龙江省大庆市红岗区八百垧十二区23号楼3单元101。