袁靜

摘 要 B區(qū)塊屬A油田三類(lèi)區(qū)塊，油層埋藏較深，儲(chǔ)層致密物性較差，采用300×300 m反九點(diǎn)法和450×160 m矩形井網(wǎng)布井，很難建立有效的驅(qū)動(dòng)體系，油層蹩壓嚴(yán)重。由于原井網(wǎng)不適應(yīng)，導(dǎo)致該區(qū)開(kāi)發(fā)效果較差，加密前區(qū)塊平均單井日產(chǎn)油1.2 t。B區(qū)塊加密成功對(duì)A油田三類(lèi)區(qū)塊二次加密調(diào)整有指導(dǎo)作用。

關(guān)鍵詞 井網(wǎng)；加密；小井距

中圖分類(lèi)號(hào)：TE324 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1671-7597（2014）04-0163-01

1 地質(zhì)概況及開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)介

1.1 地質(zhì)概況

B區(qū)塊位于A油田背斜構(gòu)造較緩東翼的東北邊部，區(qū)塊地勢(shì)南高北低，平均油層中深-1215 m。區(qū)塊含油面積2.7 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量112×104 t。其中矩形井網(wǎng)的含油面積為1.9 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量69×104 t。砂體發(fā)育零散，F(xiàn)Ⅰ51、FⅠ61層為I類(lèi)儲(chǔ)層，F(xiàn)Ⅰ52、FⅠ71、FⅠ62和FⅡ22層為II類(lèi)儲(chǔ)層，其余為III類(lèi)儲(chǔ)層，單井有效厚度7.8 m。B區(qū)塊地質(zhì)參數(shù)取D斷塊的參數(shù)來(lái)布井及開(kāi)發(fā)預(yù)測(cè)的，孔隙度16%、滲透率為10×10-3 μm2，含油飽和度52%、原油密度0.865 t/m3，地面原油粘度22.4 mPa.s，而根據(jù)五項(xiàng)參數(shù)讀值顯示，B區(qū)塊的含油飽和度為49.7%，孔隙度為15.5%，滲透率3-5 ×10-3 μm2。B區(qū)塊矩形井網(wǎng)投產(chǎn)后第一個(gè)月平均單井日產(chǎn)油3.9 t，投產(chǎn)后7個(gè)月平均單井日產(chǎn)油2.1 t，與C區(qū)塊投產(chǎn)初期相比投產(chǎn)后7個(gè)月平均單井日產(chǎn)油相差2.6 t。

1.2 開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)介

1998年開(kāi)始B區(qū)塊投產(chǎn)，采用300×300 m反九點(diǎn)法井網(wǎng)布井30口，井排方向?yàn)镹E62.5°，初期單井日產(chǎn)油3.8 t，加密前油水井?dāng)?shù)比2.2：1，平均單井日產(chǎn)液1.3 t，日產(chǎn)油1.3 t，含水3.0%，采油速度0.79%，采出程度9.3%，累計(jì)注采比1.6。開(kāi)發(fā)效果差的主要原因是300×300 m井網(wǎng)不適應(yīng)區(qū)塊砂體發(fā)育特征和儲(chǔ)層物性特征，一是水驅(qū)控制程度低，只有70.2%，單向連通井占31.6%，雙向連通井占63.2%，三向以上連通井只占5.2%，不能建立有效的驅(qū)動(dòng)體系；二是井距過(guò)大，蹩壓嚴(yán)重，驅(qū)油效率低。

2 合理井網(wǎng)的確定

合理的井網(wǎng)密度既要有經(jīng)濟(jì)效益，又要適應(yīng)砂體及水驅(qū)控制程度的要求。針對(duì)B區(qū)塊開(kāi)發(fā)存在的主要問(wèn)題及區(qū)塊儲(chǔ)層特征，在300 m×300 m井網(wǎng)采用井間加井、排間加排而在450 m×160 m井網(wǎng)，采用東西向井間均勻布2口井的方式，更適應(yīng)該區(qū)油層的有效動(dòng)用，而且井網(wǎng)比較均勻，基本上是150 m×150 m、150 m×160 m，不但有利于后期的綜合調(diào)整，而且單井控制可采儲(chǔ)量較高。

3 加密后開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

加密井產(chǎn)油達(dá)到了方案預(yù)測(cè)指標(biāo)，中高含水井所占比例較低，水淹狀況并不復(fù)雜。31口加密油井，平均單井有效厚度10.9 m，連通厚度8.4 m，初期平均單井日產(chǎn)液4.8 t，日產(chǎn)油3.7 t，含水22.3%，采油強(qiáng)度0.34 t/d.m；加密新井目前平均單井日產(chǎn)液2.7 t，日產(chǎn)油2.0 t，含水26.8%。當(dāng)月遞減率25%（該區(qū)老井投產(chǎn)初期產(chǎn)油4.4 t，當(dāng)月遞減率為30%），次月遞減率為18%。加密區(qū)新老井隨著注水恢復(fù)及新井投注，從4月份起遞減趨于平緩，4-7月份新井平均月遞減幅度為2.7%。隨著注水時(shí)間的延長(zhǎng)，加密井月遞減幅度逐漸減小，目前月度對(duì)比產(chǎn)油穩(wěn)定，到2011年底，加密新井井口日產(chǎn)油預(yù)計(jì)保持在58 t。

4 加密區(qū)效果分析

4.1 加密后增加了水驅(qū)方向，提高了水驅(qū)控制程度，水驅(qū)控制儲(chǔ)量增加

由于小井距井網(wǎng)布井，加密前后對(duì)比一類(lèi)油層鉆遇率增加，二類(lèi)油層鉆遇率降低。雙向以上連通層增加，雙向連通層由12.5%提高到27.6%，三向以上連通層由4.5%提高到10%，單向連通層由45.57%下降到36.9%。水驅(qū)控制儲(chǔ)量由129×104 t增加到150×104 t，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度由66.8%提高到加密后的77.7%，提高了10.9個(gè)百分點(diǎn)。其中二類(lèi)儲(chǔ)層水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度由56.9%提高到加密后的76.4%，提高了19.5個(gè)百分點(diǎn)。

4.2 加密后油水井憋壓狀況得到緩解

對(duì)比老注水井加密前后注水壓力下降2.1MPa，朝54-162不吸水井恢復(fù)吸水。加密后對(duì)比2口老注水井流壓、靜壓，分別由加密前的22.4 MPa和20.8 MPa下降到加密后的20.5 MPa和19.1 MPa；啟動(dòng)壓力由8.9 MPa下降到7.8 MPa，下降1.1 MPa。統(tǒng)計(jì)2口相同井號(hào)油井靜壓由加密前的5.72 MPa上升到加密后的6.48 MPa。

4.3 油層在150 m×150m井網(wǎng)條件下更能有效動(dòng)用，老井產(chǎn)量穩(wěn)定，新井遞減逐步減緩

加密區(qū)油井與水井間距離只有150m，加密后的油井動(dòng)態(tài)反映，投產(chǎn)后第二個(gè)月月遞減幅度為18%，5個(gè)月后遞減趨于平緩平均月遞減幅度為2.7%。隨著注水時(shí)間的延長(zhǎng)，加密井月遞減幅度逐漸減小。加密區(qū)老井隨著注水恢復(fù)及新井投注，日產(chǎn)油由鉆關(guān)開(kāi)井前40.7 t上升到目前43.8 t。

4.4 加密井中高含水井所占比例較低，水淹狀況并不復(fù)雜，有利于調(diào)整

經(jīng)多次化驗(yàn)落實(shí)，動(dòng)靜結(jié)合綜合分析，確定高含水層均為各井區(qū)的主力油層。通過(guò)分析水淹加密井所處構(gòu)造位置，結(jié)合周?chē)暇暮?、注采狀況、連通關(guān)系、水淹狀況等，可以發(fā)現(xiàn)以下幾個(gè)特點(diǎn)：水淹加密井多位于裂縫方向或水淹波及區(qū)內(nèi)，周?chē)暇呀?jīng)見(jiàn)水，由于裂縫的高滲透高傳導(dǎo)作用，使這部分加密井投產(chǎn)后高含水；而且周?chē)B通水井累注量高者居多，主力層水淹半徑多數(shù)超過(guò)200 m；水淹方向單一明確。

4.5 加密后提高了采油速度和最終采收率

加密后井區(qū)采油速度由0.45%提高到初期的1.51%，目前為1.01%，預(yù)測(cè)采收率由加密前的19%提高到加密后的29%。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）加密后增加了水驅(qū)方向，提高了水驅(qū)控制程度，水驅(qū)控制儲(chǔ)量增加。

2）加密后油水井憋壓狀況得到緩解，油層動(dòng)用程度提高。

3）A油田三類(lèi)區(qū)塊主力油層在150 m×150 m井網(wǎng)條件下更能有效動(dòng)用。

4）加密后井距縮小，水驅(qū)效率提高，既要保證新老井地層能量，又要防止含水上升。

5）北塊擴(kuò)邊區(qū)不同于南塊，該區(qū)油層致密，啟動(dòng)壓力高，油層破裂壓力17.8 MPa，注水系統(tǒng)壓力難以啟動(dòng)，可以考慮增壓。

參考文獻(xiàn)

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