高尚堡油田二次开发中注采井网的重组调整——以高5断块为例

卢家亭，黄玉池，乔石石，杨 燕，杨竞旭

(1.中国石油冀东油田公司勘探开发研究院，河北唐山 063004;2.中国石油冀东油田公司钻采工艺研究院，河北唐山 063004)

高尚堡油田二次开发中注采井网的重组调整
——以高5断块为例

卢家亭1，黄玉池1，乔石石1，杨 燕2，杨竞旭1

(1.中国石油冀东油田公司勘探开发研究院，河北唐山 063004;2.中国石油冀东油田公司钻采工艺研究院，河北唐山 063004)

针对高尚堡油田高5断块油藏开发效果差的问题，在精细三维地质建模和数值模拟的基础上对高5断块剩余油分布进行分类，并根据剩余油不同分布特点，依据二次开发理论，对高5断块井网进行优化，开发层系进行重组调整。二次开发后大幅度提高了水驱控制程度和动用程度，水驱采收率由原来的20%提高到24%。

高尚堡油田;高5断块油;剩余油分布;网优化;层系优化

高尚堡油田位于渤海湾含油气盆地北部黄骅坳陷南堡凹陷北部高尚堡构造带，高5断块位于高尚堡油田内部高北断层上升盘，为两条断层所夹持的反向屋脊断块，断块内部无断层，构造相对整装。主力含油层为下第三系沙河街组沙三2+3亚段Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ油组，储层以扇三角洲水下分流河道砂体为主，为中低孔、中低渗储层，油藏类型为层状断块构造岩性油藏。具有埋藏深(3 100～3 700 m)、含油井段长(300～700 m)、油层层数多、油水关系复杂、储层非均质强的特点。含油面积2.38 km2，地质储量422.92×104t。高5断块经过二十多年的注水开发，目前面临的问题主要表现在:长井段合注合采、层间矛盾突出;井网不完善、水驱储量控制程度和动用程度较低，含水上升快，标定采收率低。为改善高5断块的开发效果，探寻复杂断块多层砂岩、油砂体小的油藏提高采收率的技术对策，以二次开发理论为指导［1］，针对上述情况以提高水驱波及体积为重点，开展井网层系重组，提高密井网水驱储量控制程度和动用程度，从而提高采收率，实现油田高效开发的目的。本文从剩余油成因分析入手，重点对注采井网重新组合与调整进行探讨。

1 剩余油主要成因

油田进入高含水开发阶段以后，由于储集层非均质性造成仍有30%～70%甚至更多的石油在地下得不到动用或者动用程度差成为剩余油。为了经济有效地、最大限度地挖掘剩余油，首先要对剩余油的成因进行分析，找到油藏剩余油分布位置及富集程度，然后才能对油藏进行合理有效地开发，因此油田开发的过程就是认识剩余油、合理开发剩余油的过程。

高5断块密闭取心井岩心核磁共振成像结果表明，在相同驱替压力梯度下，低孔、低渗类油层整体动用程度较差，不论是高孔、高渗还是低孔、低渗类油层，剩余油中的50%以上分布在小孔隙中。小孔包围大孔形成孤岛状、斑块状剩余油，大孔包围小孔形成细小的网格状、连片状剩余油，较均匀的孔隙网络中剩余油为环状、拉长状等［2］。剩余油形成“总体上高度分散，局部相对富集”的分布格局［3］。

在精细油藏描述基础上的地质建模、数值模拟是研究油藏剩余油分布、预测油藏后期开发效果重要的手段。在高5断块剩余油分布研究过程中，采用精细三维地震技术、高精度动态监测技术、精细油藏描述技术和储层结构精细刻画技术重新认识储层和油层，在此基础上用petrel软件建立精细三维地质模型，并把该成果应用到由eclipse软件建立的高5断块三维两相黑油模型中，进行油藏数值模拟。从得到的剩余油饱和度分布图看，高5断块剩余油主要分布在沿断层方向形成的条带状油区、注水井间及注水井与边水间形成的通道式存油区、基本未动用或动用程度差的含油区，还有由于注采不完善所形成的剩余油。根据以上分布特点可把高5断块剩余油分为4类:注采不完善型、井网控制不住型、滞留区型和层间干扰型。其中注采不完善型和井网控制不住型的剩余油占全部剩余油储量的33.5%，而层间干扰和滞留区型的剩余油储量则占整个剩余油储量的66.5%。

2 注采井网重新组合调整

2.1 开发井网优化

注采不完善型和井网控制不住型的剩余油是由于砂体面积比较小造成的。多数油砂体宽度在200～300 m，或呈透镜状，目前的井距在220～290 m，明显偏大，为达到对储量的有效控制，必须缩小井距，通过井网加密完善注采井网，增加水驱控制储量，提高采收率。

2.1.1 注采井距的确定

根据高5断块地质特点和开发状况，采用水驱控制法、最优与极限井网密度法等方法对高5断块的合理井网密度进行论证和分析。

根据水驱控制程度法高5断块油砂体宽度约150～500 m，以条带状为主，砂体平均宽度为256 m，油层钻遇率20.5%，若提高连通率，井距取砂体宽度一半(80～250 m)。图1为井网密度与水驱控制程度关系。若达到70%水驱控制程度，对应井距为150 m左右。

从经济角度上说，一定储量规模的非均质油藏其井网密度与油田最终利润的变化趋势是随着井网密度的增加，油田的总利润也逐步增加，当达到一个最大值后，总利润开始逐渐减小，随着井网密度的急剧增加反而没有利润，这个最大值对应的井网密度即为最优井网密度，而利润为零的井网密度为极限井网密度。应用谢尔卡乔夫采收率与井网密度公式，并结合投入产出关系式［4］，可以计算出在油价50美元/桶情况下，最优井网密度为18.4口/km2，相应最优井距为233 m;极限井网密度为42口/km2，相应极限井距为154 m，因此高5断块的合理井距应该在154～233 m。

综合以上两种方法，高5断块合理井距确定为150～200 m。

2.1.2 注采井数比与注采比的确定

1)注采井数比的确定 根据物质平衡原理，经推导后得出计算合理注采井数比的公式为

式中:R—注采井数比;IPR0—合理注采比;B0—地层原油体积系数;fw—含水率;Iw—油藏吸水指数，m3/(d·MPa);Jl—油藏采液指数，t/(d·MPa)。

根据高5断块油藏无因次采油、采液指数与含水率的关系(图2)，在含水率达到80%以上，油藏无因次采液指数迅速上升，这为加大油井排液量提供了依据，同时要求注水井能够提供足够的液量。

通过计算，高5断块在中高含水阶段合理的注采井数比为1∶1.4～1.8。

2)注采比的确定 经验表明地层存水量(即累积注水量减去累积产水量)与累积产油量关系曲线是一条相关程度很好的直线，其数学关系式为

式中:∑Qiw—累积注水量，104m3;∑Qw—累积产水量，104m3;b—常数;∑Qo— 累积产油量，104t;C—每采1 t油的存水量，m3/t。

根据上式对实际生产数据进行回归处理，得到高5断块的合理注采比为1.0。从典型井组不同注采比的模拟表明，注采比偏高，含水上升速度加快，影响最终采出程度。因此对于高5断块这样非均质性很强的储层，必须做好注采调控工作，过分提高注采比只会加剧层间矛盾。

2.2 开发层系优化

解决层间干扰型和滞留区型的剩余油的办法就是确定合理的开发层系，然后对层系进行细分，改变长期以来的长井段采油和笼统注水的状况，进行小井段采油，对水井进行适当分注，变点强面弱为点弱面强，提高动用程度。层系优化组合主要针对高5断块油藏的已动用地质储量。

2.2.1 生产井段长度的确定

根据开发层系内分采分注工艺配套措施的需要，一般要求开发层系的生产井段长度尽量小。另外，如果生产井段长度过长，注水开发过程中，顶底层的重力差大，导致小层间地层压力差异大，层间干扰加大，不利于注水开发。由高5断块历年产液剖面和吸水剖面资料统计结果看，生产井段长度小于150 m时，油层动用程度随井段缩短提高速度变快(图3);注水井段长度小于170 m时，水驱动用程度随井段缩短提高速度变快(图4)。因此合理的生产井段长度应控制在150 m以内。

2.2.2 生产厚度与层数的确定

高5断块采油指数与生产厚度、层数的关系见图5和图6。油井生产能力随生产厚度和层数的增加而降低，说明生产厚度越大、层数越多，层间干扰越严重，油层动用程度越低。当生产厚度小于15 m，生产层数小于7层，采油指数提高速度随厚度变小、层数变少而加快。

从高5断块吸水剖面统计数据(图7、图8)可以看出，随射开厚度和层数的增加，水驱动用程度降低。当射开厚度小于25 m，射开层数小于10层，水驱动用程度提高速度随厚度变小、层数变少而加快。

根据以上分析，考虑油井一定的产能需求，高5断块合理的生产厚度应为12～15 m，生产层数控制在5～7层。

2.2.3 开发层系内的渗透率级差的确定

开发层系内储层非均质性是造成层间矛盾的主要因素，原因在于储层物性不同，其微观渗流特征不同，因此，划分开发层系的关键要考虑层间非均质性，使一套开发层系内主力小层的储层物性接近，最大限度地减缓层间干扰。从高5断块注水井水驱动用程度与渗透率级差关系图(图9)可以看出，随着渗透率级差的增大，水驱动用程度迅速下降，渗透率级差控制在5以内，水驱动用程度随级差变小提高速度变快。

通过以上分析，结合高5断块油藏实际特点，为保证油井具有一定的生产能力，一套开发层段生产井段控制在150 m以内，渗透率级差控制在5以内，主力油层厚度在12～15 m，主力油层层数控制在7层左右，油层动用程度大于60%。

3 井网重新优化组合调整效果

根据井网层系调整思路，在剩余油研究的基础上编制了高5断块二次开发方案，共部署新钻井19口，其中16口油井，3口水井;老井25口，其中油井13口，水井8口，老井转注4口。二次开发后水驱控制程度和动用程度分别为83.3%和42.6%，较二次开发前分别提高了27.9和10.2个百分点。注采井数比由原来的1∶1.82提高到1∶1.67，提高了双向和多向见效率，局部点状注水、点状采油的现象得到改善。产油量由二次开发前45.6 t/d升高到137.4 t/d，综合含水则由二次开发前88.59%降为59.47%，水驱采收率由20%提高到24%。

4 结论

1)通过二次开发过程中注采井网的重组与调整，提高了高5断块水驱采收率，明显改善了高含水期油藏开发效果，是中后期油藏开发的有益尝试。

2)通过优化高5断块井网井距、合理划分开发井段及调整完善注采对应关系，减小了储层层间矛盾和平面矛盾，最大限度地提高潜力层控制程度和动用程度;通过提高注采井数比，可以改变液流方向、增加油井多向见效率，缓解了平面矛盾，从而达到提高注水波及体积系数与水驱采收率的目的。

［1］ 胡文瑞.论老油田实施二次开发工程的必要性与可行性［J］.石油勘探与开发，2008，35(1):1－5.

［2］ 袁向春，杨风波.高含水期注采井网的重组调整［J］.石油勘探与开发，2003，30(5):94－96.

［3］ 韩大匡.关于高含水油田二次开发理念、对策和技术路线的探讨［J］.石油勘探与开发，2010，37(5):583－591.

［4］ 柳金旺，马绍仁，张金.复杂断块油田优化井网密度研究［J］.断块油气田，2001，8(1):27－29.

Restructuring and Adjustment of Flooding Well Network in Reservoir Redevelopment—Gao5 Block Reservoir

LU Jia-ting1，HUANG Yu-chi1，QIAO Shi-shi1，YANG Yan2，YANG Jing-xu1
(1.Exploration＆ Development Research Institute，Jidong Oilfield，Tangshan 063000，Hebei，China;2.Drilling＆ Production Technology Research Institute，Jidong Oilfield，Tangshan 063000，Hebei，China)

After thirty years of development there are many problems in Gao5 Block Reservoir of Gaoshangpu oilfield reservoir.Under the fine three-dimensional geology model and numerical simulation，remaining oil satruation distribution of Gao 5 Block is divided into four types:type injection imperfect，uncontrollable well network，retention area and layertype interference.According to the different distribution of remaining oil and redevelopment theory，well network was optimized，and system layer was restructured and adjusted in Gao5 Block.After the redevelopment，waterflood control degree and waterflood use degree were substantially increased.Water flooding recovery ratio rose from 20%to 24%，and good development results were achieved.

Gaoshangpu oilfield;Gao5 Block Reservoir;distribution of remaining oil;maximization of network;maximization of layer system restructuring

TE34

B

1008-9446(2012)01-0001-05

2011-09-21

卢家亭(1976－)，男，河南省扶沟县人，中国石油冀东油田公司勘探开发研究院陆地开发室工程师，硕士，主要从事油藏工程及数值模拟工作。