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摘 要：腰英台油田为一个无统一油水界面、低孔特低渗、构造～岩性油藏，储层天然微裂缝发育。我们通过开发效果评价，针对油田井网适应性差、能量保持水水平低、水驱效果差等问题，提出了长段水平井分段压裂、完善注采井网、二氧化碳驱油、精细注采调配、综合措施挖潜等开发对策，取得了较好的效果，对指导油田下一步有效提高采收率具有极其重要意义。
关键词：特低渗；开发效果；采收率；对策
一、油田概况
腰英台油田位于吉林省长春市西北约170km、长岭县以北约45km处的前郭县查干花乡腰英台村附近。油田含油面积39km2，地质储量1106×104t，青山口组的青一、青二段和泉头组的泉四段是该油田的含油层段，其中青山口组青一、青二段是主要目的层段，为低孔特低渗、构造～岩性油藏。
截止2015年12月，腰英台油田油井开井283口，日产液量3027t，日产油量224t，综合含水92.6%，平均动液面1638m；水井开井131口，日注水量3552m3，月注采比1.2，采油速度0.61%，采出程度8.9%，可采储量采出程度66%。
二、开发效果评价
（一）井网适应性
腰英台油田基础井网采用了两类，腰西区块采用500m×180m菱形反九点或反七点排状井网，1～4号区块采用400m×120m菱形反七点排状井网，井排方向均为近东西向。后来腰北1与DB33区块通过加密油井排、转注水井排，形成了矩形反七点井网。油井井距缩小至200m，水井排井距不变。最终形成了500m×180m、400m×120m和200m×120m三种布井方式。
不同的井网井距对开发效果有较大影响，在500m×180m的情况下，注水见效时间7～12月，增油有效期12个月，含水无明显上升；在400m×120m的情况下，注水见效时间4～6月，增油有效期9个月，含水上升速度5%/年；在200m×120m的情况下，注水见效时间2～3月，增油有效期2～3月，含水上升速度10%/年。
通过对比，在500m×180m的情况下注水开发效果相对较好，200m×120m的情况下开发效果较差。
（二）产能递减规律
天然能量开发，压裂后初期日产液量在12～13t左右，投产后液量迅速递减，折算年递减率59%～85%。注水开发后，液量保持水平较高，基本保持在10t/d以上，产液量与注采比具有相关性，产能符合指数递减规律，折算年递减率16.5%～21.5%。
根据递减余率与采油速度关系曲线，采油速度越大，油藏递减率也就越大，腰英台油田各区块全面开发初期采油速度大于合理采油速度，导致油藏递减率大，为22.4%，稳产难度大。
（三）注水效果分析
从先期注水、滞后注水、同步注水开发效果对比来看，期注水初产水平5.5t/d，同步注水初产水平4.6t/d，滞后注水初产水平4.1t/d，先期注水优于滞后注水和同步注水；先期注水油井的稳产时间长，受效后产量恢复程度较高，递减率、综合含水明显低于滞后注水和同步注水。人工裂缝方向是注水效果的主控因素，主要是三个方面的原因导致了部分井区注水效果差，一是人工裂缝走向较方案设计出现偏转。二是井排方向与人工裂缝方向出现角度偏转，导致注水效果不理想。三是油井见效具有明显方向性。非裂缝方向水驱效果较好，含水上升慢，增油有效期长。
三、油藏存在的主要问题
（一）井网适应性差
建产时期上报储量过大，实际地应力方向与建产时的认识有差异，导致基础井网设计与合理井网差异大，井网适应性差。目前1、2、3、4区块采用400m×120m或腰北1区块采用200m×120m井网，对比合理井网450m×150m，存在较大差异。
（二）部分区块初期采油速度高，产量递减大
整个腰英台油田建产初期采油速度1.7%，合理采油速度为1.4%左右，普遍存在初期采油速度过高的问题，油藏后期递减大。
（三）部分区块注采井网不完善
2008年以后因上产需要，选取含油较好的层位上返，打破了原有的注采井网，导致了区块产油量递减大，递减率为22.4%，后期治理难度大。
四、提高采收率对策
（一）水平井分段压裂
根据腰308井区～腰402井区青一II砂层组油层对比图和生产井数据分析，青一II砂层组储层分布稳定，且该区储量未动用。2012年在腰402和腰308井区分别部署了2口水平井采用分段压裂方式评价产能，取得了较好的效果。
如腰402-P1井，水平段长1000m，目的层位青一段II砂层组3小层，油层厚度4.5m，控制含油面积0.48km2，石油地质储量9.6×104t。2012年7月26日分段压裂投产，初期日产液39.6t，日产油11.7t，综合含水70.4%，动液面741m。
（二）完善注采井网
通过转注完善注采井网，提高水驱效果。2011年转注井26口，其中腰西3口，腰东10口，1号区块13口（DB25井区8口）。
如DB25井区，转注工作量实施后，注采比由0.9上升到3.0，液量稳步上升，产油量稳定在0.5t/d左右，注水见到成效。
（三）CO2驱油见成效
通过腰西DB33-3-3岩芯实验，CO2驱比水驱提高采收率提高12.26个百分点，在DB33井区1-5排井实验取得成效。
（四）精细注水效果分析
为了提高水驱效果，在腰英台油田开展了不同的注水方式试验，其中脉冲注水与不稳定注水试验取得较好效果。
2012年6月～目前DB34试验区开展脉冲式周期注水试验，周期一个月，通过试验注水效果较好，液量上升，含水下降，2012年扩大试验区，累计増油183t。见效期日产油14t/d，与试验前10.5t/d相比增加3.5t/d。。
五、建议
（一）进一步加强剩余油分布研究，确定剩余油富集区，明确油田挖潜方向。
（二）对不同区块进行地应力监测，进一步明确地应力方向，为后续层系井网调整和压裂设计提供依据。
（三）建议进一步跟踪分析腰西CO2驱试验效果，总结经验，进一步挖潜CO2驱提高采收率的潜力。
参考文献：
[1]廉庆存.油藏工程[M].北京：石油工业出版社，2006，8，36-41.
[2]李品道.低滲透油田高效开发决策论[M].北京：石油工业出版社，2003.
[3]阎庆来等.低渗透油田开发技术[M].北京：石油工业出版社，1994.
关键词：特低渗；开发效果；采收率；对策
一、油田概况
腰英台油田位于吉林省长春市西北约170km、长岭县以北约45km处的前郭县查干花乡腰英台村附近。油田含油面积39km2，地质储量1106×104t，青山口组的青一、青二段和泉头组的泉四段是该油田的含油层段，其中青山口组青一、青二段是主要目的层段，为低孔特低渗、构造～岩性油藏。
截止2015年12月，腰英台油田油井开井283口，日产液量3027t，日产油量224t，综合含水92.6%，平均动液面1638m；水井开井131口，日注水量3552m3，月注采比1.2，采油速度0.61%，采出程度8.9%，可采储量采出程度66%。
二、开发效果评价
（一）井网适应性
腰英台油田基础井网采用了两类，腰西区块采用500m×180m菱形反九点或反七点排状井网，1～4号区块采用400m×120m菱形反七点排状井网，井排方向均为近东西向。后来腰北1与DB33区块通过加密油井排、转注水井排，形成了矩形反七点井网。油井井距缩小至200m，水井排井距不变。最终形成了500m×180m、400m×120m和200m×120m三种布井方式。
不同的井网井距对开发效果有较大影响，在500m×180m的情况下，注水见效时间7～12月，增油有效期12个月，含水无明显上升；在400m×120m的情况下，注水见效时间4～6月，增油有效期9个月，含水上升速度5%/年；在200m×120m的情况下，注水见效时间2～3月，增油有效期2～3月，含水上升速度10%/年。
通过对比，在500m×180m的情况下注水开发效果相对较好，200m×120m的情况下开发效果较差。
（二）产能递减规律
天然能量开发，压裂后初期日产液量在12～13t左右，投产后液量迅速递减，折算年递减率59%～85%。注水开发后，液量保持水平较高，基本保持在10t/d以上，产液量与注采比具有相关性，产能符合指数递减规律，折算年递减率16.5%～21.5%。
根据递减余率与采油速度关系曲线，采油速度越大，油藏递减率也就越大，腰英台油田各区块全面开发初期采油速度大于合理采油速度，导致油藏递减率大，为22.4%，稳产难度大。
（三）注水效果分析
从先期注水、滞后注水、同步注水开发效果对比来看，期注水初产水平5.5t/d，同步注水初产水平4.6t/d，滞后注水初产水平4.1t/d，先期注水优于滞后注水和同步注水；先期注水油井的稳产时间长，受效后产量恢复程度较高，递减率、综合含水明显低于滞后注水和同步注水。人工裂缝方向是注水效果的主控因素，主要是三个方面的原因导致了部分井区注水效果差，一是人工裂缝走向较方案设计出现偏转。二是井排方向与人工裂缝方向出现角度偏转，导致注水效果不理想。三是油井见效具有明显方向性。非裂缝方向水驱效果较好，含水上升慢，增油有效期长。
三、油藏存在的主要问题
（一）井网适应性差
建产时期上报储量过大，实际地应力方向与建产时的认识有差异，导致基础井网设计与合理井网差异大，井网适应性差。目前1、2、3、4区块采用400m×120m或腰北1区块采用200m×120m井网，对比合理井网450m×150m，存在较大差异。
（二）部分区块初期采油速度高，产量递减大
整个腰英台油田建产初期采油速度1.7%，合理采油速度为1.4%左右，普遍存在初期采油速度过高的问题，油藏后期递减大。
（三）部分区块注采井网不完善
2008年以后因上产需要，选取含油较好的层位上返，打破了原有的注采井网，导致了区块产油量递减大，递减率为22.4%，后期治理难度大。
四、提高采收率对策
（一）水平井分段压裂
根据腰308井区～腰402井区青一II砂层组油层对比图和生产井数据分析，青一II砂层组储层分布稳定，且该区储量未动用。2012年在腰402和腰308井区分别部署了2口水平井采用分段压裂方式评价产能，取得了较好的效果。
如腰402-P1井，水平段长1000m，目的层位青一段II砂层组3小层，油层厚度4.5m，控制含油面积0.48km2，石油地质储量9.6×104t。2012年7月26日分段压裂投产，初期日产液39.6t，日产油11.7t，综合含水70.4%，动液面741m。
（二）完善注采井网
通过转注完善注采井网，提高水驱效果。2011年转注井26口，其中腰西3口，腰东10口，1号区块13口（DB25井区8口）。
如DB25井区，转注工作量实施后，注采比由0.9上升到3.0，液量稳步上升，产油量稳定在0.5t/d左右，注水见到成效。
（三）CO2驱油见成效
通过腰西DB33-3-3岩芯实验，CO2驱比水驱提高采收率提高12.26个百分点，在DB33井区1-5排井实验取得成效。
（四）精细注水效果分析
为了提高水驱效果，在腰英台油田开展了不同的注水方式试验，其中脉冲注水与不稳定注水试验取得较好效果。
2012年6月～目前DB34试验区开展脉冲式周期注水试验，周期一个月，通过试验注水效果较好，液量上升，含水下降，2012年扩大试验区，累计増油183t。见效期日产油14t/d，与试验前10.5t/d相比增加3.5t/d。。
五、建议
（一）进一步加强剩余油分布研究，确定剩余油富集区，明确油田挖潜方向。
（二）对不同区块进行地应力监测，进一步明确地应力方向，为后续层系井网调整和压裂设计提供依据。
（三）建议进一步跟踪分析腰西CO2驱试验效果，总结经验，进一步挖潜CO2驱提高采收率的潜力。
参考文献：
[1]廉庆存.油藏工程[M].北京：石油工业出版社，2006，8，36-41.
[2]李品道.低滲透油田高效开发决策论[M].北京：石油工业出版社，2003.
[3]阎庆来等.低渗透油田开发技术[M].北京：石油工业出版社，1994.