夏連晶， 樊海琳， 王衛(wèi)學(xué)

(大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江大慶 163511)

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杏北開發(fā)區(qū)層系井網(wǎng)演變研究

夏連晶， 樊海琳， 王衛(wèi)學(xué)

(大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江大慶 163511)

杏北開發(fā)區(qū)杏六東區(qū)塊于2007年進(jìn)行三次加密調(diào)整，至今非主力層已水驅(qū)40余年。針對區(qū)塊內(nèi)油層層數(shù)多、縱向非均質(zhì)嚴(yán)重、各層動用程度相差大的問題，開展了不同滲透率級差組合水驅(qū)油室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，結(jié)合區(qū)塊地質(zhì)特征進(jìn)行了層系井網(wǎng)演變研究，將每個層系滲透率級差控制在6以內(nèi)，把區(qū)塊分為三個層系，并針對不同層系設(shè)計了相應(yīng)的井網(wǎng)部署方案，以此達(dá)到提高油層尤其是薄差層開發(fā)效果的目的。利用數(shù)值模擬技術(shù)優(yōu)選所設(shè)計的井網(wǎng)部署方案，結(jié)果表明方案二將油藏最終采收率提高到了49.18%，為層系井網(wǎng)演變的最好方案。

水驅(qū)開發(fā)； 滲透率級差； 層系井網(wǎng)演變； 井網(wǎng)部署

杏六東區(qū)塊于1968年投入開發(fā)，2007年完成三次加密，井網(wǎng)密度已經(jīng)達(dá)到78.25口/km2，水驅(qū)控制程度提高到了90.45%，達(dá)到較高水平。目前區(qū)塊非主力層含水率已達(dá)到91.48%，進(jìn)入特高含水期，薄差層已成為了目前及未來油田開發(fā)的主要對象。杏六東區(qū)塊地質(zhì)特征較為復(fù)雜，存在油層層數(shù)多、砂體沉積類型復(fù)雜、平面及縱向非均質(zhì)嚴(yán)重等問題，因此在目前水驅(qū)開發(fā)中，油層的水驅(qū)并不均勻，合層開采必然會導(dǎo)致層間干擾，薄差層難以取得理想開發(fā)效果，而井網(wǎng)加密并不能解決上述問題。因此，考慮通過層系井網(wǎng)演變提高各油層的開發(fā)效果，保證油藏的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，從而確保油田長遠(yuǎn)的經(jīng)濟(jì)效益及社會效益。

1 區(qū)塊概況

杏六區(qū)東部位于杏北開發(fā)區(qū)杏四～六行列純油區(qū)內(nèi)，含油面積9.7 km2，油層埋藏深度為800～1 200 m。區(qū)塊發(fā)育兩類油層，一類油層共劃分7個沉積單元，三類油層共劃分74個沉積單元。區(qū)塊于1968年投入開發(fā)，于2007年區(qū)塊完成三次加密調(diào)整，2009年一類油層實(shí)施三次采油。層系井網(wǎng)演變的對象是三類油層，因此，本文僅對區(qū)塊內(nèi)三類油層進(jìn)行研究。目前區(qū)塊三類油層含水率為91.48%，已進(jìn)入特高含水期，目前采出程度為45.1%。

2 層系調(diào)整井網(wǎng)演變方案設(shè)計

經(jīng)過幾十年的開發(fā)調(diào)整，該區(qū)塊井網(wǎng)不斷完善。2007年三次加密后該區(qū)塊井網(wǎng)密度達(dá)到78.25口/km2，水驅(qū)控制程度為90.45%。目前井網(wǎng)注采關(guān)系雖然比較完善，但油層縱向非均質(zhì)性嚴(yán)重的問題并未得到解決,層間干擾依然較為嚴(yán)重[1-3]。因此考慮對區(qū)塊的層系調(diào)整與井網(wǎng)演變進(jìn)行研究，通過實(shí)施層系調(diào)整井網(wǎng)演變方案來改善各層尤其是薄差層的開發(fā)效果，進(jìn)一步提高油田最終采收率。

2.1 層系組合方案研究

2.1.1 層系組合水驅(qū)油實(shí)驗(yàn) 不同的層系組合方式對各油層尤其是薄差層開發(fā)效果影響顯著，因此進(jìn)行不同滲透率級差組合水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)[4-5],研究符合區(qū)塊開發(fā)實(shí)際的最佳層系組合方式。

取區(qū)塊內(nèi)五處不同深度的天然巖心，按照滲透率從小到大的順序?qū)⑵渚帪?至5號后，將各巖心加工成若干塊10 cm×5 cm×2 cm的巖心板。模擬地層壓力與地層溫度進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，以0.5 mL/min的注入速度測得1至5號巖心單層注采的采收率；模擬合層開采時層間干擾對各油層驅(qū)油效果的影響，將兩塊不同滲透率的巖心板并聯(lián)到一起，在地層壓力與地層溫度下以1 mL/min恒速驅(qū)油，使并聯(lián)后平均單層注入速度為0.5 mL/min，與測量各巖心采收率時的注入速度相同。當(dāng)其中一塊巖心產(chǎn)出液含水率達(dá)到98%時得到并聯(lián)后各巖心的采收率。各巖心滲透率及組合前采收率見表1，巖心組合方式及組合后采收率見表2。

表1 各巖心滲透率及單層水驅(qū)采收率

表2 巖心組合后滲透率級差及組合水驅(qū)采收率

對比各巖心組合前后水驅(qū)油采收率發(fā)現(xiàn)：單獨(dú)驅(qū)替時，較低滲透巖心的采收率可以達(dá)到較高水平，水驅(qū)效果理想，但當(dāng)與高滲透巖心組合后，采收率下降明顯；1號巖心與其他巖心組合時，滲透率級差越大，1號巖心的驅(qū)油效果越差，例如與2號巖心組合后1號巖心采收率為36.76%，而與5號巖心組合后1號巖心采收率僅為6.89%；5號巖心與其他巖心組合后采收率均稍高于單層驅(qū)替時的采收率，且形成的滲透率級差越大5號巖心的采收率就越高，這是由于5號巖心滲透率較大，與其他巖心并聯(lián)后實(shí)際注入速度大于單層驅(qū)替時的0.5 mL/min。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，由于油藏縱向非均質(zhì)性，合層開采中薄差層的動用效果并不理想。要想使油藏各小層均得到較好的開發(fā)效果，則必須要進(jìn)行各層分層開采。而考慮到經(jīng)濟(jì)效益與技術(shù)限制，各個小層分層開采并不現(xiàn)實(shí)。因此在實(shí)際的油田開發(fā)層系調(diào)整中，綜合考慮經(jīng)濟(jì)效益與開發(fā)效果，將各小層按滲透率極差較小的方式組合，在此原則上分層系進(jìn)行開發(fā)是切實(shí)可行的好辦法[6]。

2.1.2 層系組合方案設(shè)計 杏六東層系井網(wǎng)演變應(yīng)該滿足以下要求：

(1) 所劃分的層系之間應(yīng)該有較好的隔層。

(2) 同一層系內(nèi)的油層物性要相近。

(3) 在滿足一定儲量規(guī)模的基礎(chǔ)上，盡可能細(xì)化開發(fā)層系。

(4) 細(xì)分后的層系要有相對獨(dú)立的開采井網(wǎng)。

結(jié)合杏六東區(qū)塊儲層發(fā)育特點(diǎn)及油層性質(zhì)差異，把油層劃分為3層[7-9]，分別為薩爾圖A層、薩爾圖B層和葡I4組及以下油層，見表3。薩爾圖A層包括16個小層，其中薩Ⅱ5層滲透率最低，薩Ⅱ12層滲透率最高；薩爾圖B層包括23個小層，其中薩Ⅱ31層滲透率最低，薩Ⅲ111層滲透率最高；葡I4組及以下油層包括35個小層，由于劃分開發(fā)層系對儲量的要求，葡I4組及以下油層不宜劃分過細(xì)，因而將這35個小層劃分為一個層系，其滲透率級差較前兩個層系稍大。

表3 杏北開發(fā)區(qū)杏六東區(qū)塊層系劃分

層系調(diào)整前，區(qū)塊油層縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，經(jīng)常會出現(xiàn)舌進(jìn)現(xiàn)象，影響各小層尤其是薄差層的有效動用。通過層系調(diào)整，區(qū)塊采收率會有明顯提升。薩爾圖A層屬薩Ⅱ組油層，其中各小層油層物性好，經(jīng)過幾十年的水驅(qū)開發(fā)，其采出程度已達(dá)到較高水平，因而層系調(diào)整對薩爾圖A層開發(fā)效果提高不大；與薩爾圖A層相比，薩爾圖B層中各小層物性普遍較差，薄差層比例大。在之前的合層開采中，薩爾圖B層各小層開發(fā)效果不理想，而其儲量占到區(qū)塊總儲量的43.14%，因此薩爾圖B層為層系調(diào)整后的重點(diǎn)開發(fā)井網(wǎng)。在層系調(diào)整后對其部署獨(dú)立的小井距井網(wǎng)，通過調(diào)剖、堵水等增產(chǎn)措施調(diào)整吸水剖面、封堵水淹層，明顯改善了薩爾圖B層中除水淹層外的水驅(qū)效果；葡I4組及以下油層儲量為463.6 萬t，由于細(xì)化開發(fā)層系必須滿足一定儲量，因而葡I4組及以下油層不能繼續(xù)細(xì)分，需合為一套層系。調(diào)整后其滲透率級差為5.12，雖然層間干擾仍然對差層動用產(chǎn)生一定影響，但通過層系調(diào)整、部署獨(dú)立井網(wǎng)及壓裂低滲層，水驅(qū)效果較調(diào)整前有較大提高。

2.2 井網(wǎng)調(diào)整方案設(shè)計

杏六東區(qū)塊于2007年進(jìn)行了三次加密，目前有基礎(chǔ)井網(wǎng)、一次加密井網(wǎng)、二次加密井網(wǎng)及三次加密井網(wǎng)共四套井網(wǎng)。層系調(diào)整將油層劃分為三個層系，每個層系都需要部署一套獨(dú)立注采井網(wǎng)。而目前區(qū)塊井網(wǎng)密度已達(dá)到78.25口/km2，不適合再次部署加密井網(wǎng)，因此需要利用原有四套井網(wǎng)進(jìn)行調(diào)整，組合成為三套獨(dú)立井網(wǎng)，并且要求新形成的三套井網(wǎng)即能滿足一定的井網(wǎng)密度以便開發(fā)，又不至于因井網(wǎng)過密形成井間干擾?；A(chǔ)井網(wǎng)為300 m×400 m行列井網(wǎng)及600 m×400 m行列井網(wǎng)，一次加密井網(wǎng)為200 m×400 m斜五點(diǎn)法井網(wǎng)，這兩套井網(wǎng)由于井距過大，必須合并成一套獨(dú)立井網(wǎng)。二次加密井網(wǎng)為200 m×200 m線狀注水井網(wǎng)，三次加密井網(wǎng)為141 m×141 m五點(diǎn)法井網(wǎng)，這兩套井網(wǎng)可以調(diào)整為兩套獨(dú)立開發(fā)井網(wǎng)[10-11]。

三套獨(dú)立井網(wǎng)中141 m×141 m五點(diǎn)法井網(wǎng)井距最小，將141 m×141 m井網(wǎng)分別部署到三個層系中得到三套井網(wǎng)部署方案，以便優(yōu)選出最適宜油田開發(fā)的布井方案。

方案1：薩爾圖A層直接利用現(xiàn)有三次加密井網(wǎng)，為注采井距141 m的五點(diǎn)法面積井網(wǎng)(圖1a)；薩爾圖B層為利用基礎(chǔ)井網(wǎng)和一次加密井網(wǎng)補(bǔ)充加密形成的注采井距200 m的行列井網(wǎng)(圖1b)；葡I4及以下油層井網(wǎng)直接利用現(xiàn)有二次加密井網(wǎng)，為注采井距200 m的行列井網(wǎng)(圖1b)。該方案部署新采油井34口，新注水井60口。

方案2：薩爾圖A層井網(wǎng)為利用基礎(chǔ)井網(wǎng)和一次加密井網(wǎng)補(bǔ)充加密形成的注采井距200 m的行列井網(wǎng)(圖1b)；薩爾圖B層直接利用現(xiàn)有三次加密井網(wǎng)，為注采井距141 m的五點(diǎn)法面積井網(wǎng)(圖1a)；葡I4及以下油層井網(wǎng)直接利用現(xiàn)有二次加密井網(wǎng)，為注采井距200 m的行列井網(wǎng)(圖1b)。該方案部署新采油井34口，新注水井60口。

方案3：薩爾圖A層井網(wǎng)利用基礎(chǔ)井網(wǎng)和一次加密井網(wǎng)補(bǔ)充加密形成注采井距200 m的行列井網(wǎng)(圖1b)；薩爾圖B層直接利用現(xiàn)有二次加密井網(wǎng)，形成注采井距200 m的行列井網(wǎng)(圖1b)；葡I4及以下油層直接利用現(xiàn)有三次加密井網(wǎng)，形成注采井距141 m的五點(diǎn)法面積井網(wǎng)(圖1a)。該方案部署新采油井34口，新注水井60口。

表4 各方案井網(wǎng)部署情況

圖1 五點(diǎn)法井網(wǎng)與行列井網(wǎng)示意圖

Fig.1 Illustration of five point well pattern and direct line-drive well pattern

3 層系井網(wǎng)演變方案優(yōu)選

實(shí)施層系調(diào)整及井網(wǎng)部署方案后，油層開發(fā)效果尤其是薄差層的開發(fā)效果得到顯著提高。但由于3個布井方案對各層所布井網(wǎng)不同，各層的最終采收率差別較大。利用數(shù)值模擬技術(shù)對現(xiàn)井網(wǎng)及各方案的開發(fā)效果進(jìn)行預(yù)測分析[12]，圖2至圖4為開發(fā)結(jié)束后各層系現(xiàn)井網(wǎng)與各方案井網(wǎng)含油飽和度對比。各開發(fā)層系不同方案最終采收率對比見表5。

圖2 薩爾圖A層開發(fā)效果對比(以薩Ⅱ8小層為例)

Fig.2 Effect comparison of Saertu A layer (take SⅡ8 as an example)

圖3 薩爾圖B層開發(fā)效果對比(以薩Ⅱ21小層為例)

Fig.3 Effect comparison of Saertu B layer (take SⅡ21as an example)

Fig.4 Effect comparison of PI4 and the layers below (take PⅡ2 as an example)

由數(shù)值模擬結(jié)果可以看到，層系調(diào)整后，各層系采收率均有所提高，且各方案141 m五點(diǎn)法面積井網(wǎng)所部署的層系采收率提高最為明顯。3個方案將141 m五點(diǎn)法面積井網(wǎng)分別部署在薩爾圖A、薩爾圖B和葡I4及以下油層,該井網(wǎng)在不同方案中分別將這三個層系的采收率較現(xiàn)井網(wǎng)提高了0.91%、1.63%和1.92%。這是由于薩爾圖A層從油田開發(fā)至今開采時間較長，含水率較高，開發(fā)潛力較小，而葡I4及以下油層和薩爾圖B層的物性較薩爾圖A層差，薄差層比例大，較小井距的井網(wǎng)對這兩個層系采收率的提高較為明顯。

表5 各開發(fā)層系不同方案最終采收率對比

將各方案各層系采收率提高值相比較，方案3葡I4及以下油層采收率提高最為明顯，為1.92%。但結(jié)合整個區(qū)塊來看，由于薩爾圖B層地質(zhì)儲量最大，因此將141 m井距部署到薩爾圖B層的方案2的最終采收率提高最為明顯，采收率為49.18%，較現(xiàn)井網(wǎng)提高了1.21%。

杏六東區(qū)塊在縱向上共劃分為5個沉積類型，分別為內(nèi)前緣、外前緣Ⅰ、外前緣Ⅱ、外前緣Ⅲ和外前緣Ⅳ。各方案縱向上各沉積類型采收率提高見表6。

表6 各方案縱向沉積類型采收率對比

從內(nèi)前緣到外前緣Ⅳ，沉積類型的物性逐漸變差。結(jié)果顯示開發(fā)潛力較大的外前緣Ⅱ和外前緣Ⅲ的采收率在方案2和方案3中提升較為顯著，就整體的采收率來看，方案2要優(yōu)于方案1及方案3。

結(jié)合以上研究，在投入成本相近的條件下，采用方案2能夠得到最高采收率。方案2在90美元8%折現(xiàn)率下的凈收益為71 568.93萬元，為優(yōu)選出的最優(yōu)方案。

4 結(jié)論

(1) 室內(nèi)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)表明合層驅(qū)油會明顯降低低滲透巖心的采收率，但對高滲透率的巖心影響較

小。合層水驅(qū)油時，巖心組合形成的滲透率級差越小，低滲透巖心收到的層間干擾越小，水驅(qū)效果越好。

(2) 在滿足一定儲量要求同時存在理想隔層的前提下應(yīng)盡量細(xì)分開發(fā)層系?？紤]到經(jīng)濟(jì)效益、技術(shù)限制與區(qū)塊地質(zhì)特點(diǎn)，將各小層按滲透率極差小于6的方式組合，將油層分為薩爾圖A層、薩爾圖B層和葡I4及以下油層三個層系。薩爾圖B層在層系調(diào)整前的開發(fā)中驅(qū)替效果不理想，而儲量卻占到油層總儲量的43.14%，因此作為層系調(diào)整的重點(diǎn)開發(fā)井網(wǎng)。

(3) 層系調(diào)整前區(qū)塊共有四套井網(wǎng)，為了適應(yīng)層系調(diào)整及高效開發(fā)對井網(wǎng)的要求，將原基礎(chǔ)井網(wǎng)與一次加密井網(wǎng)合并,補(bǔ)充加密形成一套獨(dú)立井網(wǎng)，原二次加密井網(wǎng)與三次加密井網(wǎng)各形成一套獨(dú)立開發(fā)井網(wǎng)。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，方案2將水驅(qū)采收率提高到49.18%，凈收益為71 568.93萬元，為層系井網(wǎng)演變的最好方案。

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(編輯 閆玉玲)

The Research of Bed Series and Well Pattern in Xingbei Development Area

Xia Lianjing, Fan Hailin, Wang Weixue

(TheNo.4OilProductionPlantofDaqingOilfield,DaqingHeilongjiang163511,China)

Xingliudong Block, having been developed for more than 40 years, finished its third infilling in 2007. Aiming at the problems of excessive layers, interlayer heterogeneity and great discrepancy of each layer’s producing extent, the water-flooding experiment of different permeability contrast combinations was carried out. Combining the adjustment research of layer series and well pattern, this reservoir is divided into three layer series which have a permeability contrast less than 6. Three corresponding well patterns are designed, which are significantfor the development of oil layers, especially the poor layers. With the numerical simulation technology, the best scheme is selected. According to the results, scheme 2, raising the oil recovery to 49.18%, is the best solution.

Water flooding development; Permeability differential; Bed series and well pattern adjustment; Pattern arrangment

1006-396X(2015)04-0049-06

2015-02-03

2015-07-10

夏連晶(1975-)，高級工程師，從事油田開發(fā)方面的研究; E-mail:xialj123@163.com。

TE341

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.04.011