二类油层井网重构技术研究

2013-08-11杨玉福中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂地质大队黑龙江大庆163414

长江大学学报(自科版) 2013年10期

杨玉福（中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂地质大队，黑龙江大庆163414）

萨南油田二类油层以枝坨状三角洲内前缘相沉积为主，平面上各类砂体相间分布，河道砂、主体砂连续性差，相变幅度大，目前以2排注水井夹3排采油井的行列井网注水方式开发，切割距1600m。由于二类油层仅基础井网开采，注采井距大，砂体规模小，加密时未作为调整对象，油层水驱控制程度低。

统计了10口基础井网采油井，二类油层砂岩和有效厚度的水驱控制程度分别为79.16%和76.86%。其中三向及以上连通厚度比例仅为2.68%和2.13% （见表1）。

表1 二类油层水驱控制程度统计表

1 利用资料重新再认识

应用井震资料解释成果以及储层参数重新认识和细化结果，重新修正三维地质模型；利用Gptmap软件进行相约束建模，建立相模型及相约束属性模型，形成真实反映地下沉积特征的三维地质模型；利用PBRS软件，将研究区内油水井的动静态资料、措施与监测等资料加载，在数值模拟技术上，应用相渗曲线匹配技术，提高流体运动描述精度，应用精细历史拟合技术，提高措施井精度。

建立地质模型网格节点数125×55×110个，利用新钻井资料，重新进行了相控建模及数值模拟工作（见图1），在原有注水井分层注水拟合和按不同井网、不同微相对相对渗透率曲线进行赋值的基础上，研究了多油层合层不同连通类型垂向渗透率的赋值方法，针对不同井、不同小层的动用情况及连通状况赋相应的垂向渗透率值，提高了流体垂向渗流的准确性。多学科研究精度提高，含水率拟合误差达到0.45%的水平（见图2）。

图1 构造模型

该类油层受基础井网井距大、平面相变频繁影响，油层动用效果差，中间井排附近剩余油相对较多。目前二类油层平均含水饱和度0.571%，剩余油多富集于断层边部及注采不完善井点，所占比例56.76%，在注采完善井点，剩余油多富集于中间井排，并以平面干扰型和吸水差型为主，局部井点为二线及滞留区型。

2 二类油层井网重构实现

1）明确补孔挖潜技术界限二类油层主要属于三角洲内前缘沉积，平均单井砂岩厚度12.0m，有效厚度6.5m。3套加密井网中，仅有一次加密井网与基础井网的井位关系存在统一性，射孔层位的油层性质相近，因此优选一次加密油水井进行补孔，形成反九点法布井方式，井距由500m缩小到250m，二类油层工作井网密度由5.04口／km2增加到11.24口／km2，增加可采储量27.40×104t。

图2 含水率拟合

在挖潜的同时，明确补孔挖潜的 “1234”技术界限：立足加密井网1套井网进行补孔；补孔井的日产油要低于2t；补孔井位于3个区域（原井网注水井报废区、断层边部、中间井排）；主要挖掘4种类型剩余油（注采不完善型、层间干扰型、二线受效型、平面干扰型）。

2）界定补孔挖潜对象补孔多以主体、非主体砂为主，河道砂补孔比例较小，且多为河道边部变差层位和孤立砂体。补开河道砂体也以孤立河道以及河道变差部位为主，其中河道变差部位补孔层数占河道补孔总层数的63.0%。

3 井网重构效果

1）非目的层不同类型砂体动用比例提高实施注水井补孔18口，补开191个沉积单元，平均单井补射砂岩厚度12.4m，有效厚度6.9m，补孔同时结合层段细分，平均单井注水层段由4.3个调整到6.9个，与补孔前对比，注水压力下降0.15MPa，日配注增加450m3，日实注增加347m3。补孔后层间干扰减缓，非目的层的砂岩吸水比例增加3.37%，有效吸水比例增加8.05% （见表2）。

表2 非目的层补孔前后不同类型砂体动用比例对比统计

2）二类油层水驱控制程度提高实施采油井补孔23口，补开276个沉积单元，平均单井补射砂岩厚度15.4m，有效厚度7.7m，补孔初期日增液914t，日增油111t，综合含水由94.97%下降到90.60%，平均单井日增油5.0t，累计增油量2.41×104t。实施补孔后，砂岩和有效水驱控制程度分别由79.16%、76.86%提高到95.24%、94.62%，分别提高了16.08%和17.76%。其中三向及以上砂岩、有效厚度的连通比例分别提高15.27%和13.46%。将多学科成果与油藏工程方法相结合，预测调整注采系统后，二类油层采油速度提高0.23%，采收率提高2.96%。