“在文219-2井旁部署的文219-侧2井已不见明水，日产油增至12吨，重构井网见效显著！”7月2日，在文留采油厂地质研究所，技术人员看着报表上文219-侧2井的增油数据，抑制不住心中的激动。

    随着开发不断深入，油藏进入特高含水开发后期，受不同开发阶段开发措施调整及油水井损坏等因素影响，原注采井网不完善、剩余油高度分散等矛盾凸显。如何调整注采井网提高整体开发效果，是老油田开发急需解决的难题。

    文留采油厂立足于“区块井网整体恢复重构”，以文184块和文266块为试验区块，提出开发后期重构开发单元进行井网调整的方案。

    找到剩余油是关键

    “文184块和文266块经历近三十年注水开发，目前均处于半废弃状态。”文留采油厂地质研究所所长王库介绍。

    技术人员主要以沉积微相约束下的油藏工程方法为主要研究手段，开展注采历史动态分析，理顺注入水主流线方向，展开以储层为主要内容的油藏精细描述——储层预测及砂体刻画。将井点砂岩厚度和地震属性相结合，开展储层预测研究，控制储层的边界和面积，并通过建立油藏测井相划分标准，应用地震解释、地质建模、测井分析及平面成图软件，结合油藏工程研究，绘制沉积微相图，从而对砂体发育展布规律进行判断。通过对储层的精细研究，刻画出河道在空间的展布形态，从而描绘出小层分时注采流线及分层累计叠加流线，综合应用动静态资料，识别四种流线区：非流线区、流线损失区、弱流线区、主流线区。通过以上措施，精准描述了剩余油位置。

    “最终，我们发现文184块剩余可采储量为2.26万吨，主要分布在因井况损坏导致注采不完善的非流线区，下一步主要针对主力层恢复注采井网进行挖潜。而文266块一类层剩余可采储量为3.49万吨，主要分布在流线损失区和弱流线区；二、三类层剩余可采储量为4.1万吨，主要分布在井网未完善区和构造高部位。”文南开发一室副主任马立芬说。

    针对不同流线区，分别重构井网

    地质技术人员在非流线区通过部署侧钻井、转注完善注采井网构建新流线，在流线损失区利用老井大修换井底恢复流线，在主流线区通过下4英寸套封堵堵截强流线，在弱流线区通过分注、增注等手段进行强化。

    油井文184-25井与对应水井距离较远，注采井距大。技术人员通过流线分析后认为这个井区地层能量较为充足，为流线损失区，具有恢复流线的潜力，遂部署侧钻井文184-侧25井。该井于5月12日投产后自喷生产，日产油30吨。

    技术人员在水淹严重且井况损坏严重的非流线区，利用老井对地层能量充足的高部位实施小井距侧钻，或老井代用、转注等方式增加新流线，恢复注采井网。截至目前，文184块在流线损失区共计实施侧钻两井次，日增油均达到30吨以上。

    对于弱流线区域，技术人员采取下4英寸套手段挖掘剩余油生产潜力，控制主流线，加强弱流线，控制层间渗透率极差，减缓层间矛盾，达到层层动用目的。文266-7井由于井损严重一直无法分注启动弱吸水层。5月20日，技术人员对该井下4英寸套控制主流线，加强弱流线方向对应油井文266井地层能量。文266井于3月底见到措施效果，日增油5.3吨。截至目前，文266块实施水井下4英寸套注水两井次，对应油井见效两井次，累计增油1200吨。

    “在主流线区域，注采井网相对固定，在平面上形成优势通道，导致井网相对完善的主力储层目前进入‘水洗油’的状态，综合含水率高达97%，注水低效循环严重。为了提高注水利用率，我们通过封堵主产液层，拉大注采井距，抽稀井网，扩大注水波及体积。”文266块管理人员王微解释道。

    文266-12井组为1注2采井网，与水井文266-12井距离较近的油井文266-侧5井一直呈水淹状态，注水无效。技术人员对这口油井进行封堵，抽稀井网，注采井距由原来的200米拉大到320米。井组中另一口油井文266-16井见到显著效果，日增油2.3吨，阶段增油105吨。

    截至目前，技术人员通过井网重构，文184块油水井开井数由8口增至13口，日产油量由8.5吨增至60吨，目前稳定在35吨以上；文266块油水井开井数由10口增至14口，日产油量由15.5吨增至30吨，这两个井网重构区块累计增油3000吨。（中原石油报供稿）