第四节　葡萄花油田

　　葡萄花油田位于大庆市大同区与肇源县交界。葡萄花构造是一个隆起幅度高、构造面积大、倾角平缓的穹隆状背斜，是大庆长垣南部最大的构造。断层主要呈北西向，为低角度的同生正断层，由17条断层把油田切割成18个相对独立的开发区块，并以葡168井、葡179井以南大断层为界，分为葡北（7个断块）及葡南（11个断块）两大开发区，含油面积306.38平方千米，地质储量1.57亿吨。
　　油田开采油层属于中生界白垩系下白垩统姚家组的葡萄花油层葡一组，含油井段厚度在40～70米之间。葡萄花油田分成葡南开发区与葡北开发区两部分，油层由北向南渐薄，物性变差，钻遇层数减少，油层条件葡北优于葡南；南北原油物性相近，只是北部原油黏度略低。
　　葡萄花油田分为葡南、葡北两个开发区，均由第七采油厂开发管理。另外，黑帝庙与扶余油藏位于葡萄花油藏分布区域或所在区域部分与葡萄花油层叠合，但由于油、水、气分布与压力系统的特殊性与葡萄花油层存在明显差异，故一直以来虽将黑帝庙与扶余油藏开发技术指标纳入葡萄花油田总盘子进行统计，但习惯于单列分述。

　　一、葡北开发区

　　葡北开发区含油面积188.39平方千米，地质储量11792.59万吨。
　　1979年7月，葡北开发区正式投入开采。1986年，葡北开发区产量始现递减趋势。1987年开始井网一次加密，以葡Ⅰ1－5砂岩组为主要加密调整对象，兼顾葡Ⅰ6－9和葡Ⅰ10－11砂岩组，重点区域为葡北一、二、三、四段块的纯油区，将注采井距由600米加密为300米，注采系统由反九点法面积注水改为四点法面积注水与九点法面积注水并用，开发效果得到明显改善，油层动用状况同步得以提高。1994年，一次加密调整工作结束，共投产加密井743口（含油井581口、水井162口），原井网老油井转注72口，油水井总数增至1225口，井网密度由2.89口／平方千米增至7.43口／平方千米，水驱控制程度提高21.8％。但囿于葡北开发区油层发育的特殊状况，一次加密调整后的水驱控制程度仍低于设计指标（77.5％）2.5个百分点。1995年，二次加密调整试验项目启动实施。1997～1998年，采用“四控两结合”的非均匀二次加密调整方法，在葡北地区的二断块及一、三至七断块先后进行二次加密调整，共钻加密调整井195口，平均每口加密井增加可采储量9337吨。同时，对12个相对独立的加密区进行注采系统调整，使这些地区的水驱控制程度提高11个百分点；对注水结构和产液结构实施跟踪调整，自然递减率和综合递减率得到有效控制。1998年，尽管上半年由于市场因素限产，三季度又突遭百年不遇的特大洪涝灾害，但通过加大措施工作量，年产油量仍达到120.2万吨。
　　1999年，针对葡北过渡带井网密度小、井网对砂体的适应程度低，导致水驱控制程度低（69.5％）的问题，开始钻补充井和扩边井。同时，对葡北地区与太平屯油田之间的太190地区进行扩边并加密，年产油量连续9年保持在120万吨以上。2000年，新井和老井措施工作量锐减，增油效果变差，年产量降至113.82万吨。
　　2001年，进入高含水后期的葡北开发区，针对剩余油分布更趋零散的不利局面，加大了综合治理和精细调整的力度。9月，在葡北二断块开展聚合物驱油矿场试验；11月，开展交联聚合物深度调剖矿场试验，聚驱阶段注入聚合物干粉1020吨，产油7.28万吨，采出井累计增油4.37万吨。2002年10月，选择5口油井进行二氧化碳吞吐采油试验，平均单井日增油2.4吨；2003年6～10月，在葡北三断块的翼部进行稀油蒸汽段塞驱现场试验以及微生物吞吐试验，汽驱阶段及其后续水驱阶段累计产油6967吨，累计增油4176吨。这期间，水驱方面着力提升注水与作业质量，防控套损，使全区注水量持续稳定，注采比保持在1.32以上；地层压力稳步上升，综合含水、自然递减率与综合递减率得到有效控制。2004～2005年，在精细沉积相研究的基础上，开展三维地质建模，优化水驱调整措施，使葡北开发区开发效果进一步改善。
　　截至2005年底，葡北开发区尚有可采储量4441万吨，建井1608口（含采油井1005口、注水井529口），年产油量69.93万吨，采油速度0.60％，累计采油3195.44万吨（1986～2005年累计产油2292.88万吨），采出程度27.21％；年注水857.66万立方米，累计注水14319.36万立方米（1986～2005年累计注水12395.28万立方米），年注采比1.41，累计注采比1.36；综合含水达到88.39％。

　　二、葡南开发区

　　葡南开发区含油面积117.99平方千米，地质储量3910.65万吨。
　　1984年9月，葡南开发区以滚动勘探开发的方式投入开发。至1986年12月，投产油井397口、水井81口，年产油59.02万吨，采油速度3.16％，油田综合含水0.7％。投产初期，油田靠天然能量开采，连续7年保持59万吨以上稳产。1992年，葡南开发区采出程度达到15.69％。但由于油层压力低（总压差－3.91～－3.58兆帕），原油产量从1993年起逐年下滑。
　　1996年底，葡南开发区含水达到62.45％，进入高含水采油期。外加区域内砂体分布零散，并以条带状为主，原井网对砂体适应性较差，水驱控制程度仅维持54.8％。针对这一状况，着手进行局部注采系统调整，转注58口井，使水驱控制程度达到63.9％，提高9.1个百分点。此后继续调整、完善注采系统，到1998年，水驱控制程度提高到79.5％，油层动用状况进一步改善，地层压力上升，自然递减速度减缓。
　　1999～2000年，葡南开发区进行过渡带扩边和局部加密，钻新井62口，并转注一些老井，使单砂体的注采系统更加完善。2001年起，利用高分辨率地震资料对葡南开发区地质构造、储层、油水分布状况等进行精细解释，用动静结合法，在以葡南二断块为首选对象，兼对六断块、八断块北部、十断块南部及一断块西部进行外扩挖潜试验的基础上，建成一批扩边井，扩大了开发面积。同时，对含水高于全区近6个百分点的葡南三断块进行综合治理，在层间差异较大的葡南八断块进行整体调剖试验。2001～2005年，通过扩边，动用的含油面积增加11.2平方千米，增加地质储量366万吨、可采储量182.6万吨；综合含水率实现负增长，自然递减率控制在3％。
　　截至2005年底，葡南开发区动用含油面积87.2平方千米，动用地质储量3248.13万吨，动用可采储量1450.07万吨，建成油水井909口，其中采油井657口、注水井252口；年采油量达33.19万吨，累计采油961.75万吨，采油速度1.02％，采出程度29.61％；年注水量达199.46万立方米，年注采比1.53，累计注水3320.31万立方米，累计注采比1.34，综合含水为66.4％。

　　三、黑帝庙与扶余油藏

　　（一）黑帝庙油藏
　　葡萄花油田黑帝庙油层埋藏深度为100～500米，油层平均有效厚度约10米，砂体分散，大小不均，油气水分布复杂。该油层以稠油资源为主，主要分布在葡浅12和葡浅16两个区块，其中葡浅12区块面积1.5平方千米，有效厚度10米，地质储量351万吨。
　　1988年，在葡浅2、葡浅6井进行第一周期热采试验。1989年9月，在葡浅12井进行第一周期热采试验。上述两次热采试验均采用蒸汽吞吐工艺技术，并取得预期效果。1990年，在葡浅12、葡浅2井进行第二周期热采试验，只有葡浅12井取得预期的效果；在葡浅8井进行第一周期热采试验。几口见效井除去锅炉用油外，产出原油827吨，试验取得初步成功。
　　1993年7月，葡浅12井进行蒸汽吞吐开采，四个周期结束，共注入蒸汽5570吨，生产原油4406吨，日均产油4.58吨，累计汽油比0.79立方米／吨。同年，开辟一块32口井的稠油热采试验区，取得良好的生产试验效果。1993年10月至1996年10月，试验区共产原油23254吨，汽油比为0.415立方米／吨。随即加大投入，试验区建成较大的注汽系统。
　　2001年，葡浅12区块实施井网加密，钻加密井36口。2003年，应用精细构造解释、储层预测、AVO烃类检测等多项技术，对黑帝庙层进行系统研究。2004年，位于葡南的葡浅12、葡浅16区块提交黑帝庙稠油地质储量448万吨，含油面积3平方千米。到2005年8月，正常生产的62口井，平均每口井进行蒸汽吞吐4.5个周期，最多的浅20井进行蒸汽吞吐8个周期，平均汽油比为0.25立方米／吨。与此同时，稠油热采技术以及配套的防热损、防膨胀、防出砂、防套损的技术进一步完善。由于蒸汽吞吐阶段的温度场波及范围一般为30米，而蒸汽驱波及范围增大，距离注汽井较近的采出井，温度场连片分布，黑帝庙油层热采逐步由蒸汽吞吐改为热力驱，有2个井组已开始注蒸汽。
　　截至2005年底，黑帝庙油层动用含油面积3平方千米，动用地质储量488万吨，可采储量112.3万吨，共建油井78口，开井45口，年产油2.05万吨，累计产油12.7393万吨。

　　（二）扶余油层
　　扶余油层已探明地质储量8041.17万吨，含油面积193.88平方千米，主要分布在葡南地区、永乐油田及茂801区块，尚有部分储量与葡萄花油层叠合共存。扶余油层平面上砂体多呈条带状或断续条带状展布，单层厚度大多小于2米，渗透率特低，平均空气渗透率1.03毫达西，且具较强非均质性，纵向上油层、差层、干层交错分布，含油饱和度39.7％～67.7％。
　　2005年，扶余油层加快区块优选、储量动用步伐，开辟葡333－葡462试验区，分别采用240米×100米和300米×100米矩形井网布局。同年11月，按照同步注水的方式投产油水井37口。但由于储层物性差，新井投产后初期产量低。
　　截至2005年底，动用含油面积3.1平方千米，动用地质储量73.9万吨，可采储量40.7万吨；共建井86口（含油井56口、注水井24口），年产油量0.88万吨，采油速度1.19％，累计产油量2.36万吨，采出程度3.19％；年注水8.47万立方米，累计注水量17.56万立方米，年注采比5.87，累计注采比4.78。