王衛(wèi)學 (中石油大慶油田有限責任公司第四采油廠地質大隊，黑龍江 大慶 163511)

大慶油田A區(qū)塊層系井網優(yōu)化調整技術

王衛(wèi)學 (中石油大慶油田有限責任公司第四采油廠地質大隊，黑龍江 大慶 163511)

針對大慶油田A區(qū)塊特高含水期各套層系井網開發(fā)井段長、層間干擾嚴重、注采關系復雜、注采井距大、薄差儲層控制程度和動用程度低等主要開發(fā)矛盾開展了層系井網優(yōu)化調整方法研究。通過縱向上對開發(fā)層系進行細分重組，減小層間干擾，平面上適當進行原井網的補充加密，縮小注采井距。優(yōu)化調整后，層系清晰、井距合理、井網獨立，數值模擬預計區(qū)塊最終可提高三類油層采收率4.80%，增加可采儲量70.48×104t。

特高含水期；水驅；開發(fā)矛盾；層系井網；優(yōu)化調整

油田進入特高含水期開發(fā)階段，水驅僅依靠常規(guī)的增產增注措施改善開發(fā)效果的難度越來越大。在不實施大規(guī)模井網加密調整的前提下，立足現井網，層系井網優(yōu)化調整是解決主要開發(fā)矛盾、進一步改善開發(fā)效果和最大程度提高采收率的有效途徑[1]。

1 區(qū)塊開發(fā)簡況

A區(qū)塊位于大慶油田杏北開發(fā)區(qū)B區(qū)純油區(qū)，含油面積5.90km2，地質儲量2081.69×104t，其中三類油層地質儲量1469.71×104t。油水井261口(采油井142口，注水井119口)，井網密度44.23口/km2，平均單井日注水42m3，日產油2.0t，綜合含水92.7%，采出程度41.42%。自1966年基礎井網投入開發(fā)以來，A區(qū)塊先后經歷了3次大的調整，目前共有基礎、一次加密、二次加密和三次加密4套水驅開發(fā)井網[2]。

基礎井網薩、葡、高油層劃分為一套開發(fā)層系，以一類油層和有效厚度≥2.0m的厚層為主要開采對象，采用1.6km切割距行列井網注水開發(fā)，井網部署為3-500×300m(500，300m)，1979年中間井排加密非主力油層注水井。

1985年，以三類油層中有效厚度0.5～2.0m的厚層為開采目的層，針對中低滲透層進行層系細分一次加密調整，方案設計將中、低滲透層劃分為SⅡ(薩爾圖油層Ⅱ油層組)和SⅢ(薩爾圖油層Ⅲ油層組)及以下2套開發(fā)層系，其中，SⅡ層系井網采用在中間井排2側350m各布一排油井，井距250m，中間井排油井旁再布一口新油井，依靠原中間井排非主力油層加密注水井構成反九點法面積井網。SⅢ及以下層系井網采用距中間井排2側150m和450m各布一排新井，井距250m，與老井錯開125m，第1排間布油井，第2排間間注間采，構成不規(guī)則五點法面積井網，考慮到薩爾圖層系注水井點不夠，在原注水井排上加密差油層合注井。

1994年針對三類油層中以表內薄層和表外儲層為主的低滲透薄差油層實施了二次加密調整，方案設計第1排間間注間采布井，基礎井網第1排布采油井、中間井排間注間采，構成300(250)×250m反九點面積井網。

2002年針對以表外層為主的薄差儲層實施了三次加密調整，三次加密井布在二次加密井排間井間，二次加密井主流線不布三次加密油井，構成注采井距250m的五點法面積井網。

2007年針對區(qū)塊一次、二次加密部署的反九點法面積井網存在的不適應性，油水井數比偏高，井網控制程度低等問題實施了注采系統(tǒng)調整，通過轉注10口采油井，將一次加密井網和二次加密井網由反九點面積井網調整為五點法面積井網[3]。

2 層系井網優(yōu)化調整的必要性

2.1縱向上薩爾圖和PⅠ4及以下油層性質差異較大

從三類油層巖性、物性特征來看[4]，上部薩爾圖油層屬于相對較淺水環(huán)境下的沉積物，砂巖巖性相對較粗；下部PⅠ4 (葡萄花油層Ⅰ油層組4層)到高一組中部則是在較深水環(huán)境下的沉積物，泥質和碳酸鹽含量增加，油層物性明顯變差。另外，薩爾圖油層為偏親油非均質潤濕性，親油性較強，而PⅠ4及以下油層為偏親水潤濕性，油層性質有明顯差異。

2.2平面上各套井網相互交錯，注采不均勻，平面矛盾突出

從各套井網分別來看，注采井距均勻，射孔對應性較好，但受油層平面非均質影響，也導致了部分油層存在多套井網射孔的現象，雖然井網間相互完善注采關系，對開發(fā)效果的改善起到了一定作用，但由于射孔對象發(fā)生重疊，造成注采井距不均勻，在注采井距偏小的注水方向上形成優(yōu)勢通道，影響與之對應的其他方向油井的受效。

2.3薄差層注采井距大，水驅控制程度和油層動用程度偏低

目前開采薄差層的主要是二次加密井和三次加密井，2套井網注采井距均為250m。從不同沉積類型水驅控制程度看，非主體砂和表外儲層水驅控制程度低，表外儲層水驅控制程度僅為76.8%；從薄差儲層油層動用程度看，已進行三次加密調整的杏三東區(qū)塊表內薄層砂巖厚度累計動用比例為67.8%，表外儲層砂巖厚度動用比例為46.3%，仍然較低。

2.4各套井網射孔跨度大，井段長，層間矛盾突出

從各套井網的射孔跨度來看，除一次加密SⅡ和SⅢ及以下2套層系井網外，其他薩葡高油層合采的井網射孔跨度均在180m以上，平均射孔層數大于30個。射孔井段過長加劇了非均質油層間的干擾作用，導致油層縱向上動用更加不均衡，薩葡高合采井下部發(fā)育較差的PⅠ4及以下油層動用狀況較差。從油層動用狀況來看，薩葡高油層合采井PⅠ4及以下油層累計砂巖動用比例僅62.9%，低于單采PⅠ4及以下井16.9%，而薄差儲層的砂巖動用比例低12個%以上。

綜上所述，針對A區(qū)塊縱向上油層性質差異大，井段長、射孔跨度大，平面上注采井距大，井網相互交錯、注采關系復雜，薄差儲層動用狀況差等矛盾，有必要開展層系井網優(yōu)化調整，進一步改善區(qū)塊的開發(fā)效果。

3 層系井網優(yōu)化調整方式

3.1優(yōu)化調整思路

較為突出的層間和平面矛盾嚴重制約了水驅開發(fā)效果。為有效緩解開發(fā)矛盾，進一步提高水驅采收率，需要從縱向、平面2方面同時入手，進行區(qū)塊的層系井網綜合調整，即縱向上將儲層物性和潛力狀況相近的油層進行層系組合[5]，實現高、低滲透層的分采，減少層間干擾；平面上綜合考慮與注采系統(tǒng)調整、加密調整相結合進行原井網的補充加密，縮小注采井距[6-8]。通過層系井網優(yōu)化調整實現層系清晰、井距合理、井網獨立的目的[6-7]。

3.2開發(fā)層系細分重組方式

一套層系內水驅開發(fā)效果主要受滲透率變異系數影響，層系內變異系數越大，開發(fā)效果越差。滲透率變異系數每增加0.1，采收率相應下降0.7%左右。杏北開發(fā)區(qū)屬于多層非均質砂巖油田，當滲透率變異系數小于0.8時，更有利于提高水驅采收率。結合區(qū)塊儲層發(fā)育特點及油層性質差異，將三類油層進一步劃分為A、B 2類：A類為油層平均滲透率在100×10-3μm2以上，主體薄層砂與非主體薄層砂鉆遇率大于40%，平均單井有效厚度在0.4m以上的層，另外，考慮到三類油層三次采油，將具備三次采油潛力的SⅡ11-16和SⅢ9-11整體放在A類中；其他層劃分為B類。根據該分類標準，為縮短開發(fā)井段長度，縱向上形成了薩爾圖A類(SA)、薩爾圖B類(SB)和PⅠ4及以下葡萄花A類(PA)、葡萄花B類(PB)4套開發(fā)層系，由于PⅠ4及以下分成A、B 2套層系開發(fā)，每套層系組合發(fā)育厚度較小，單井產量難以保證。因此，根據開發(fā)需要，將這4套層系進一步組合為SA、SB和PⅠ4及以下三套開發(fā)層系。經過開發(fā)層系的細分、重組，開發(fā)井段均控制在150m以內，2類油層內滲透率變異系數均控制在0.8左右。

3.3不同層系合理注采井距研究

表1 各套開發(fā)層系不同注采井距砂巖水驅控制程度預測表

在油層分類的基礎上，利用數值模擬技術對不同注采井距條件下各套層系的水驅控制程度變化情況進行了預測。與井距250m相比，SA和PA層系注采井距縮小到200m時的水驅控制程度分別提高6.89%和12.28%；SB和PB層系注采井距縮小到150m時，水驅控制程度分別提高12.92%和12.31%，水驅控制程度提高幅度比較理想(見表1)。因此，SA層系合理的注采井距為200m左右，SB層系為150m左右，PⅠ4及以下層系考慮到B類油層表外儲層十分發(fā)育，平面砂體分布零散，采用過小井距也較難得到有效動用，反而會導致A類油層含水上升速度過快，因此，認為該套層系的合理注采井距在200m以下，且井距不宜過小。

3.4井網部署方式

1)加密補充調整的原則 一是立足現井網，充分利用現有井網和地面地下各種設備，減少資源浪費，提高資源設備利用率；二是原開采下部葡、高層系的井網可用作薩爾圖層系的開發(fā)，而原開采薩爾圖層系的井網不用作葡高層系的開發(fā)；三是盡量用原基礎和一次井開采油層性質相對較好的儲層，用二、三次加密井開采油層性質相對較差的儲層，以減少封堵、補孔等措施工作量和措施工作難度；四是部署加密井時，新布油井盡量遠離同層系水井，采用原井網分流線布井，以保證新井投產后含水保持較低水平。

2)井位優(yōu)化設計 利用基礎井、SⅡ層系和SⅢ及以下層系一次加密井共同組成200m井距五點法面積井網開采薩爾圖好層(見圖1)。在二次加密井分流線上布油井，采用排間錯開125m，原250m二次加密井網排間加一排油井，原井網油井全部轉注，重新構成195m的五點法面積井網進行PⅠ4及下油層開采(見圖2)。利用原250m的三次加密井網，原井網排間加兩排油井、一排水井，原油井全部轉注，構成145m的五點法面積井網開發(fā)薩爾圖差層(見圖3)。共設計加密補充新井323口，轉注51口，轉抽1口，老井網利用151口。

圖1 薩爾圖好層井網 圖2 PⅠ4及以下油層井 圖3 薩爾圖差層井網

4 層系井網調整開發(fā)效果預測

對區(qū)塊進行層系井網綜合調整后的水驅控制程度和提高采收率情況進行了數值模擬，調整方案實施后，薩爾圖好層砂巖水驅控制程度可提高8.8%，薩爾圖差層砂巖水驅控制程度可提高15.3%，PⅠ4及以下油層砂巖水驅控制程度可提高7.4%，且各套開發(fā)層系的多向連通比例均得到大幅度提高。新增三類油層可采儲量70.48×104t，開發(fā)效果可得到明顯改善。

5 結 語

杏北開發(fā)區(qū)經過40多年的水驅開發(fā)歷程，從基礎井網到三次加密井網，井網部署方式從行列布井逐步轉為五點法面積布井，注采井距從600m逐步縮小到141m；開采對象從一類油層及有效厚度≥2.0m的厚油層過渡到薄差油層，這是一個井網形式趨于完善，開發(fā)對象愈加精細，開發(fā)水平逐步提高的過程。但隨著油田進入特高含水期開發(fā)階段，新的問題日益涌現，水驅深入挖潛難度日益加大，僅依靠常規(guī)增產措施已難以明顯改善開發(fā)效果。因此，必須轉換思想，按照細劃開發(fā)層系、縮小注采井距的整體調整思路，開展層系井網優(yōu)化調整技術研究，探索進一步緩解層系井網矛盾和最大程度提高采收率的新技術和新方法。

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2013-01-24

中國石油天然氣股份有限公司重大技術專項(DQP-2011-YC-KY-011)。

王衛(wèi)學(1978-)，男，工程師，現主要從事油藏開發(fā)方面的研究工作。

TE324

A

1673-1409(2013)10-0119-04

[編輯] 洪云飛