特高含水期井网重组方法研究

2013-03-31侯书扬刁望庆中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂黑龙江大庆163414

长江大学学报(自科版) 2013年20期

侯书扬，刁望庆，张揆，伊莎（中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江大庆163414）

萨南开发区水驱开发历经基础井网和以细化开采对象为主的三次加密调整，各区块层系、井网都得到进一步优化，但从当前开发阶段来看，部分井网、层系已满足不了当前精细开发的需求，个别区块、层系注采适应性差，多向水驱控制程度低，平面、纵向上开采不均衡，导致区块产量递减及含水上升速度快，局部区域、层段剩余油富集，因此，需探索研究进一步优化井网、层系调整的方法，最大限度挖掘剩余油潜力。

1 剖析现状，落实潜力，明确挖潜方向

在当前开发阶段，各区块井网、层系注采不适应主要体现在2个方面：①纵向上开采井段长、层系划分粗、动用状况不均衡，主要体现在个别层系剩余油富集及部分薄差油层动用差；②平面上注采井距大，难以建立有效驱动压力体系，注采不完善，水驱控制程度低［1］，主要体现在局部区域剩余油富集及剩余油局部零散井点。萨南开发区按照剩余油类型及规模，具体来说可概括为以下4个方面：

1.1 现井网条件下控制不住的层段

依据井网适应性评价，寻找现井网条件下动用状况差的层段，落实各类油层剩余油潜力。

1）A区SⅡ7－12层段潜力 A区SⅡ7－12层（SⅡ指萨尔图油层Ⅱ油组）仅基础井网开采，注采井距大且河道多呈枝坨状、条带状分布，平面上相变频繁，窄小河道砂体水驱控制程度低，油层动用效果差。A区SⅡ7－12油层采出程度仅29.9%，剩余储量比例仍然较大，层段水淹状况基本以中、低、未水淹。

2）B区PⅠ5－7层段潜力 B区PⅠ5－7层（PⅠ指葡萄花油层Ⅰ油组）于1964年采用行列井网投入开发，2排水井夹3排采油井，注采井距大，未进行加密调整。各沉积单元发育主河道3～4条，河道砂体窄，呈条带状、枝状和坨状分布，钻遇率较低在12.5%～23.1%之间。根据对新认识的断层、砂体、注采状况等动静结合综合分析和多学科油藏研究，B区PⅠ5－7层剩余油呈大面积分布［2］，层段采出程度在29.3%～38.4%之间，含油饱和度在45.2%～55.4%之间，因此层段潜力较大。

1.2 现井网控制不住的局部剩余油富集区

在井网层系适应性较好地区，受构造及油层非均质性影响，局部存在剩余油富集区。

1）C区潜力 C区综合含水93.51%，采出程度只有39.96%，采油速度0.54%，与纯油区对比含水高0.95%，采出程度低17.71%，进一步提高C区采收率成为亟待解决的问题。在精细储层认识的基础上，应用多学科、井壁取芯、水淹层解释等资料，综合分析C区剩余油分布状况及成因。剩余油分布：三、四条带和西部过渡带中部地区剩余油成片分布；一、二条带和其他地区剩余油成零散分布，剩余油类型以注采不完善型为主。

2）B区断块局部剩余油富集区潜力西部断块区断层发育，井震联合构造再认识后，区域内断层由54条增加到118条，断块区油层连通状况极差，局部地区形成了多个封闭和半封闭断块，局部区域形成了因有采无注、无注无采或断层遮挡而形成的大片剩余油富集区［3］。

1.3 现井网条件下注采不完善的油层

依据井网适应性评价，寻找注采不完善的井网，落实剩余油潜力及分布规律。

1）B区东部高台子油层潜力针对B区东部高台子油层油水井数比高，注水井吸水能力差，水驱控制程度低，含水上升及产量递减速度快的实际，通过吸水剖面、密闭取心、多学科油藏研究［4］及综合分析等手段，进一步落实了高台子油层剩余油潜力。剩余油平面分布零散。主要以注采不完善和吸水差为主。统计58个单砂层，剩余油井点数在40%以上的有16个，占27.59%，剩余油井点数主要在20%～39%之间，占48.28%。剩余油纵向上分布不集中。剩余油在各油层组、各砂岩组均有分布，其中高Ⅰ、高Ⅱ组剩余油厚度较大，平均单井剩余油有效厚度2.0m，占全井厚度的15.27%。

2）A区二次加密井网潜力 A区二次加密采用反九点面积井网布井方式，开采对象以薄差油层为主，射孔井段长，油水井数比高，多向水驱控制程度低。根据储层精细解剖［5］、注采适应性分析，三类油层主要以注采不完善、原井网动用差为主。

1.4 纵向上动用差的薄差油层

部分加密调整井网开采层位为萨、葡、高合采，纵向上开采跨度大，部分井网平均层段跨度达到200米左右，层间矛盾突出，薄差油层动用状况差。统计杏一区26口注水井吸水剖面资料，有效厚度0.2～0.4m油层和表外储层吸水砂岩厚度比例仅为68.98%和58.77%。

2 井网层系优化调整，开发效果持续改善

以构建新的地下认识体系为基础，以完善单砂体注采系统为核心，打破现有的井网层系限制，平面上综合利用各套井网，缩小注采井距，纵向上细划开发层系，减小层间干扰，单元上完善砂体注采关系，建立有效驱动体系［6］。

2.1 实施井网重构，挖掘富集层段剩余油潜力

1）开展D区SⅡ7－12层井网重构现场试验 SⅡ7－12层为基础井网开采对象，细分沉积微相后，发现窄小河道砂体水驱控制程度只有60.94%，注采适应性较差。通过萨差层系一次加密井补孔，与基础井网共同形成250m左右规则反九点法注水方式［7］，水驱控制程度提高到91.92%，采收率提高1.19%。共实施注水井补孔23口，采油井补孔54口。实施后，基础井网开发效果明显改善，2007年当年自然递减率4.07%，同期减缓3.18%，目前仍保持在6%以内。补孔采油井平均单井日增油7.7t，截至目前已累积增油22.6×104t。2008年以来在南五－八区逐区推广，预计二类油层调整潜力井145口。增加可采储量98.6×104t。

2）开展B区西部PⅠ5－7层综合挖潜现场试验针对PⅠ5－7层仅基础行列井网开采，注采井距大、采出程度低的实际，开展PⅠ5－7层综合挖潜现场试验。试验区位于B区西部，北起F区4排，南至B区1排，开发面积1.47km2，PⅠ5－7层地质储量94.63×104t，共有油水井165口。根据剩余油成因及类型制定了综合挖潜模式：利用一次加密葡差层系补孔，构成注采井距250m左右的四点法面积井网进行挖潜［8］。设计油水井补孔13口，其中注水井补孔4口，采油井9口。单井补开砂岩厚度9.1m，有效厚度5.4m。截至目前，已实施采油井补孔3口，补开砂岩厚度9.3m，有效厚度3.7m，补孔前后对比，日产液增加48t，日产油增加14.4t，综合含水下降6.4%。

2.2 实施井网综合利用，挖掘富集区剩余油潜力

1）开展C区井网综合利用针对C区剩余油分布特征，分条带治理。成片分布的剩余油，采用加密调整与老井综合利用相结合的做法［9］，实施面积27.2km2，新钻井201口，增加可采储量87.24×104t。零散分布剩余油，采取层系井网综合利用的方法，推广面积51.6km2，新钻井198口，老井利用242口，增加可采储量245.41×104t。例如G区综合治理区块，一、二条带以挖潜剩余油为主，三、四条带以完善注采关系为主，充分利用现井网，采用三角形中心布井，新老井结合完善注采关系。注水井投注44口，采油井投产43口，老井利用开井29口。治理后，区块开发效果明显改善，截至目前已累积增加产油8.38×104t，采油速度由0.17%增加到0.36%，老井含水由治理前的93.58%稳定到目前93.46%。2008年逐步推广到过渡带300、350m地区。

2）开展B区西综合治理挖潜研究根据三维地震构造解释成果，结合开采萨、葡差油层注采关系分析，在断层边部存在剩余油富集区，主要存在3种可动油类型：在断块封闭区有采无注型；断层边部有采无注型；缓注井区注采不完善型。根据上述剩余油成因类型，制定3种挖潜对策：注采不完善潜力区采油井转注；有采无注型区域增布补充井；断块封闭区井网重组、油水井对应补孔。共设计采油井转注16口，补充设计调整油水井27口，油水井补孔34口。实施油井补孔5口，补开砂岩厚度15.4m，有效厚度7.0m，补孔前后对比，日产液增加135t，日产油增加19.6t，综合含水下降1.78%。

2.3 实施注采系统调整，挖掘注采不完善剩余油潜力

1）开展B区东部高台子油层注采关系优化现场试验为改善高台子油层开发效果，进一步提高区块采收率，在南二区东部开展现场试验，探索优化高台子油层注采系统的方法。高台子油层剩余油以局部注采不完善和吸水差为主，是区块进一步优化调整的主要对象。根据剩余油成因及类型制定挖潜模式，主要以完善注采关系为主，提高多向水驱控制程度，将高台子油层基础井网注水井排两侧的采油井井排隔井转注，形成250m五点法面积井网。同时2套井网综合利用，与一次加密采油井相互射孔，相互补充，进一步完善单砂体注采关系。设计采油井转注11口，采油井补孔21口，预计增加可采储量2.64×104t，提高区块采收率0.88%。未来几年，将全面开展高台子油层注采关系优化调整，完善单砂体注采关系，预计南二、三区可实施采油井转注133口，油水井补孔241口，增加可采储量31.92×104t。

2）开展A区二次加密注采系统调整 2006年以来，先后开展了J区二次加密注采系统调整工作，共实施采油井转注27口，采油井补孔15口，注水井补孔14口。实施后，增加可采储量6.48×104t。K区二次加密调整后，油水井数比由2.30降为1.84。转注井区多向水驱控制程度分别提高了27.27%和35.29%。当年井区自然递减率减缓2.76%。在转注的基础上，采油井补孔7口，补孔后平均单井日增液27t，日增油4.7t，含水下降9.6%。

2.4 实施层系重组，挖掘薄差油层剩余油潜力

开展L区井网重构现场试验。主要依靠现井网补孔和封堵，将5套井网1套层系重组为4套井网3套层系，实现由井网加密向层系细分的转变。共实施油水井补孔44口，其中注水井补孔17口，采油井补孔27口。实施后水驱控制程度提高11.15%，2年已累计增油2.9×104t，采油速度增幅达65.74%，油层动用厚度比例提高15.1%，2011年自然递减率同比减缓7.20%。预计采收率提高3%，可采储量增加37.3×104t。