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1、特高含水期薄差油层挖潜方式探究摘要：文章通过高台子加密调整井的布井方式、油层性质、低效井分布范围的全面分析，确定高台子加密调整井低效的原因，为特高含水期薄差油层的剩余油挖潜提供一定参考依据。关键词：高台子薄差油层加密调整低效成因1开发概况南二、三区高台子油层1987年以反九点面积井网布井方式投入开发，1998年注采系统调整，由反九点转为隔排线状注水，2007年底进行加密调整，共投产注水井27口，采油井85口。2009年平均日注水1042m3,日产液2009t,日产油204t,综合含水89.84%,平均单井沉没度246m,地层压力10.59
2、MPa,总压差-0.98MPa,流动压力3.38MPa,生产压差7.21MPa。2加密调整井投产后存在的主要问题2.1投产后大部分采油井初期产能低于设计产能高台子油层2007年12月底进行加密调整，共投产采油井85口，投产初期日产液30t,日产油3.8t,综合含水87.4%,其中日产油低于设计产能的井51口，平均单井日产液23t,日产油1.4t,综合含水93.8%,占投产总井数的60%。2.2投产后大部分采油井综合含水高于方案设计。新井投产初期综合含水为87.4%,高于含水方案设计85%的井62口，占投产总井数的72.9%。投产后，表现为
3、平均单井产液量低、小层动用比例高、多层髙含水，统计27口井产液剖面，砂岩厚度动用比例90.0%,有效厚度动用比例99.3%。2.3高台子加密井投注后，部分注水井试配后低注。共投注高台子加密注水井27口，投注初期平均单井注水压力10.5MPa,油允压差3.IMPa,日配注40m3,日实注38m3o受油层条件差及管网压力低影响，试配后共有10口井完不成方案配注。2.4高台子加密调整井网油水井数比高。高台子油层加密调整投产采油井85口（受产能建设影响有缓注井22口）,注水井27口，油水井井数比为3.15：1,比高台子油层原井网油水井井数比高出1
4、.4o新井投产后，受注水井投注滞后及加密井油水井数比高影响，部分采油井产量递减快。统计注采不完善井区50口采油井，投产3个月后平均单井日产液22t,日产油2.It,综合含水90.4%,沉没度247m,与投产初期相比，平均单井日降液7t,日降油1.3t,综合含水上升2.3个百点，沉没度下降229m。3高台子加密调整井低效成因分析高台子加密调整井平均单井可调厚度1.9m,射开砂岩厚度19.8m,有效厚度3.3m,投产初期日产液30t,日产油3.8t,含水87.4%,其中单井日产油小于It的低效井15口，平均单井可调厚度1.5m,射开砂岩厚度1
5、4.1m,有效厚度2.Om,投产初期日产液12t,日产油0.6t,综合含水94.7%,占投产总井数的18.5%。3.1低效井主要分布在GII内油水边界以外的地区。从分布上看，这类井位于GII内油水边界线以外地区，油层发育差，可调厚度小，含水级别高，其中GIII内油水边界线以内地区投产10口采油井，无低效井；GIII〜GII内油水边界线之间投产32口采油井，低效井2口；GII〜GI内油水边界线之间投产39口采油井，低效井10口；GI内油水边界线以外投产4口采油井，低效井3口。见表1。3.2加密调整井投产后，综合含水偏高。高台子油层属中水敏弱
6、亲水-亲水油层，由于多年注水开发，高台子油层东部原井网的综合含水为92.45%,已进入特高含水期，同时部分新投井处于原井网角井注、采主流线上，水淹级别高，15口低效井中投产初期含水高于90%的井有14口。3.3油层发育差，单井可调厚度小这类井主要是由于加密井网调整的对象主要为动用差的表外储层及薄油层，油层物性差，单井可调厚度小，部分采油井投产后初期产能低，形成低效。统计位于GII内油水边界线以外地区的13口低效井，平均单井可调厚度1.4m,射开砂岩厚度12.9m,有效2m,分别低于加密井网平均可调厚度0.5m,低于射开砂岩厚度6.9m,低
7、于有效厚度1.3m。平均单井射开小层数18个，射开表外14个，有效厚度0.2〜0.4m小层数3个，有效厚度20.4m小层数1个。这部分低效采油井的治理要在剩余油分析的基础上，与注水井措施增注及方案调整相结合，进行油水井配套治理。3.4投产初期参数不合理。此类低效井有2口，占分析井数的13.3%o主要是投产初期参数不合理，单井沉没度高，流压高，有一定的供液能力，通过调参放大生产压差，减缓层间干扰，提高采液强度。3.5限流法完井比例低。统计15口低效井中，采取高能复合完井方式的有11口，限流法完井的有4口，限流比例低于总投产井数限流法完井比例
8、38个百分点。这部分低效井治理要在剩余油潜力分析的基础上结合压裂、堵水等措施的综合治理，是下步措施改造的潜力井；同时针对压裂潜力井，做好注水方案调整，及时进行压前培养，保证井区供液能力，延长措
