杏北开发区层系井网演变研究

夏连晶， 樊海琳， 王卫学

(大庆油田有限责任公司第四采油厂地质大队，黑龙江大庆 163511)



杏北开发区层系井网演变研究

夏连晶， 樊海琳， 王卫学

(大庆油田有限责任公司第四采油厂地质大队，黑龙江大庆 163511)

杏北开发区杏六东区块于2007年进行三次加密调整，至今非主力层已水驱40余年。针对区块内油层层数多、纵向非均质严重、各层动用程度相差大的问题，开展了不同渗透率级差组合水驱油室内实验，结合区块地质特征进行了层系井网演变研究，将每个层系渗透率级差控制在6以内，把区块分为三个层系，并针对不同层系设计了相应的井网部署方案，以此达到提高油层尤其是薄差层开发效果的目的。利用数值模拟技术优选所设计的井网部署方案，结果表明方案二将油藏最终采收率提高到了49.18%，为层系井网演变的最好方案。

水驱开发； 渗透率级差； 层系井网演变； 井网部署

杏六东区块于1968年投入开发，2007年完成三次加密，井网密度已经达到78.25口/km2，水驱控制程度提高到了90.45%，达到较高水平。目前区块非主力层含水率已达到91.48%，进入特高含水期，薄差层已成为了目前及未来油田开发的主要对象。杏六东区块地质特征较为复杂，存在油层层数多、砂体沉积类型复杂、平面及纵向非均质严重等问题，因此在目前水驱开发中，油层的水驱并不均匀，合层开采必然会导致层间干扰，薄差层难以取得理想开发效果，而井网加密并不能解决上述问题。因此，考虑通过层系井网演变提高各油层的开发效果，保证油藏的持续稳产，从而确保油田长远的经济效益及社会效益。

1 区块概况

杏六区东部位于杏北开发区杏四～六行列纯油区内，含油面积9.7 km2，油层埋藏深度为800～1 200 m。区块发育两类油层，一类油层共划分7个沉积单元，三类油层共划分74个沉积单元。区块于1968年投入开发，于2007年区块完成三次加密调整，2009年一类油层实施三次采油。层系井网演变的对象是三类油层，因此，本文仅对区块内三类油层进行研究。目前区块三类油层含水率为91.48%，已进入特高含水期，目前采出程度为45.1%。

2 层系调整井网演变方案设计

经过几十年的开发调整，该区块井网不断完善。2007年三次加密后该区块井网密度达到78.25口/km2，水驱控制程度为90.45%。目前井网注采关系虽然比较完善，但油层纵向非均质性严重的问题并未得到解决,层间干扰依然较为严重[1-3]。因此考虑对区块的层系调整与井网演变进行研究，通过实施层系调整井网演变方案来改善各层尤其是薄差层的开发效果，进一步提高油田最终采收率。

2.1 层系组合方案研究

2.1.1 层系组合水驱油实验 不同的层系组合方式对各油层尤其是薄差层开发效果影响显著，因此进行不同渗透率级差组合水驱油实验[4-5],研究符合区块开发实际的最佳层系组合方式。

取区块内五处不同深度的天然岩心，按照渗透率从小到大的顺序将其编为1至5号后，将各岩心加工成若干块10 cm×5 cm×2 cm的岩心板。模拟地层压力与地层温度进行水驱油实验，以0.5 mL/min的注入速度测得1至5号岩心单层注采的采收率；模拟合层开采时层间干扰对各油层驱油效果的影响，将两块不同渗透率的岩心板并联到一起，在地层压力与地层温度下以1 mL/min恒速驱油，使并联后平均单层注入速度为0.5 mL/min，与测量各岩心采收率时的注入速度相同。当其中一块岩心产出液含水率达到98%时得到并联后各岩心的采收率。各岩心渗透率及组合前采收率见表1，岩心组合方式及组合后采收率见表2。

表1 各岩心渗透率及单层水驱采收率

表2 岩心组合后渗透率级差及组合水驱采收率

对比各岩心组合前后水驱油采收率发现：单独驱替时，较低渗透岩心的采收率可以达到较高水平，水驱效果理想，但当与高渗透岩心组合后，采收率下降明显；1号岩心与其他岩心组合时，渗透率级差越大，1号岩心的驱油效果越差，例如与2号岩心组合后1号岩心采收率为36.76%，而与5号岩心组合后1号岩心采收率仅为6.89%；5号岩心与其他岩心组合后采收率均稍高于单层驱替时的采收率，且形成的渗透率级差越大5号岩心的采收率就越高，这是由于5号岩心渗透率较大，与其他岩心并联后实际注入速度大于单层驱替时的0.5 mL/min。

实验结果表明，由于油藏纵向非均质性，合层开采中薄差层的动用效果并不理想。要想使油藏各小层均得到较好的开发效果，则必须要进行各层分层开采。而考虑到经济效益与技术限制，各个小层分层开采并不现实。因此在实际的油田开发层系调整中，综合考虑经济效益与开发效果，将各小层按渗透率极差较小的方式组合，在此原则上分层系进行开发是切实可行的好办法[6]。

2.1.2 层系组合方案设计 杏六东层系井网演变应该满足以下要求：

(1) 所划分的层系之间应该有较好的隔层。

(2) 同一层系内的油层物性要相近。

(3) 在满足一定储量规模的基础上，尽可能细化开发层系。

(4) 细分后的层系要有相对独立的开采井网。

结合杏六东区块储层发育特点及油层性质差异，把油层划分为3层[7-9]，分别为萨尔图A层、萨尔图B层和葡I4组及以下油层，见表3。萨尔图A层包括16个小层，其中萨Ⅱ5层渗透率最低，萨Ⅱ12层渗透率最高；萨尔图B层包括23个小层，其中萨Ⅱ31层渗透率最低，萨Ⅲ111层渗透率最高；葡I4组及以下油层包括35个小层，由于划分开发层系对储量的要求，葡I4组及以下油层不宜划分过细，因而将这35个小层划分为一个层系，其渗透率级差较前两个层系稍大。

表3 杏北开发区杏六东区块层系划分

层系调整前，区块油层纵向非均质性强，经常会出现舌进现象，影响各小层尤其是薄差层的有效动用。通过层系调整，区块采收率会有明显提升。萨尔图A层属萨Ⅱ组油层，其中各小层油层物性好，经过几十年的水驱开发，其采出程度已达到较高水平，因而层系调整对萨尔图A层开发效果提高不大；与萨尔图A层相比，萨尔图B层中各小层物性普遍较差，薄差层比例大。在之前的合层开采中，萨尔图B层各小层开发效果不理想，而其储量占到区块总储量的43.14%，因此萨尔图B层为层系调整后的重点开发井网。在层系调整后对其部署独立的小井距井网，通过调剖、堵水等增产措施调整吸水剖面、封堵水淹层，明显改善了萨尔图B层中除水淹层外的水驱效果；葡I4组及以下油层储量为463.6 万t，由于细化开发层系必须满足一定储量，因而葡I4组及以下油层不能继续细分，需合为一套层系。调整后其渗透率级差为5.12，虽然层间干扰仍然对差层动用产生一定影响，但通过层系调整、部署独立井网及压裂低渗层，水驱效果较调整前有较大提高。

2.2 井网调整方案设计

杏六东区块于2007年进行了三次加密，目前有基础井网、一次加密井网、二次加密井网及三次加密井网共四套井网。层系调整将油层划分为三个层系，每个层系都需要部署一套独立注采井网。而目前区块井网密度已达到78.25口/km2，不适合再次部署加密井网，因此需要利用原有四套井网进行调整，组合成为三套独立井网，并且要求新形成的三套井网即能满足一定的井网密度以便开发，又不至于因井网过密形成井间干扰。基础井网为300 m×400 m行列井网及600 m×400 m行列井网，一次加密井网为200 m×400 m斜五点法井网，这两套井网由于井距过大，必须合并成一套独立井网。二次加密井网为200 m×200 m线状注水井网，三次加密井网为141 m×141 m五点法井网，这两套井网可以调整为两套独立开发井网[10-11]。

三套独立井网中141 m×141 m五点法井网井距最小，将141 m×141 m井网分别部署到三个层系中得到三套井网部署方案，以便优选出最适宜油田开发的布井方案。

方案1：萨尔图A层直接利用现有三次加密井网，为注采井距141 m的五点法面积井网(图1a)；萨尔图B层为利用基础井网和一次加密井网补充加密形成的注采井距200 m的行列井网(图1b)；葡I4及以下油层井网直接利用现有二次加密井网，为注采井距200 m的行列井网(图1b)。该方案部署新采油井34口，新注水井60口。

方案2：萨尔图A层井网为利用基础井网和一次加密井网补充加密形成的注采井距200 m的行列井网(图1b)；萨尔图B层直接利用现有三次加密井网，为注采井距141 m的五点法面积井网(图1a)；葡I4及以下油层井网直接利用现有二次加密井网，为注采井距200 m的行列井网(图1b)。该方案部署新采油井34口，新注水井60口。

方案3：萨尔图A层井网利用基础井网和一次加密井网补充加密形成注采井距200 m的行列井网(图1b)；萨尔图B层直接利用现有二次加密井网，形成注采井距200 m的行列井网(图1b)；葡I4及以下油层直接利用现有三次加密井网，形成注采井距141 m的五点法面积井网(图1a)。该方案部署新采油井34口，新注水井60口。

表4 各方案井网部署情况

图1 五点法井网与行列井网示意图

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

3 层系井网演变方案优选

实施层系调整及井网部署方案后，油层开发效果尤其是薄差层的开发效果得到显著提高。但由于3个布井方案对各层所布井网不同，各层的最终采收率差别较大。利用数值模拟技术对现井网及各方案的开发效果进行预测分析[12]，图2至图4为开发结束后各层系现井网与各方案井网含油饱和度对比。各开发层系不同方案最终采收率对比见表5。

图2 萨尔图A层开发效果对比(以萨Ⅱ8小层为例)

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

图3 萨尔图B层开发效果对比(以萨Ⅱ21小层为例)

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)

由数值模拟结果可以看到，层系调整后，各层系采收率均有所提高，且各方案141 m五点法面积井网所部署的层系采收率提高最为明显。3个方案将141 m五点法面积井网分别部署在萨尔图A、萨尔图B和葡I4及以下油层,该井网在不同方案中分别将这三个层系的采收率较现井网提高了0.91%、1.63%和1.92%。这是由于萨尔图A层从油田开发至今开采时间较长，含水率较高，开发潜力较小，而葡I4及以下油层和萨尔图B层的物性较萨尔图A层差，薄差层比例大，较小井距的井网对这两个层系采收率的提高较为明显。

表5 各开发层系不同方案最终采收率对比

将各方案各层系采收率提高值相比较，方案3葡I4及以下油层采收率提高最为明显，为1.92%。但结合整个区块来看，由于萨尔图B层地质储量最大，因此将141 m井距部署到萨尔图B层的方案2的最终采收率提高最为明显，采收率为49.18%，较现井网提高了1.21%。

杏六东区块在纵向上共划分为5个沉积类型，分别为内前缘、外前缘Ⅰ、外前缘Ⅱ、外前缘Ⅲ和外前缘Ⅳ。各方案纵向上各沉积类型采收率提高见表6。

表6 各方案纵向沉积类型采收率对比

从内前缘到外前缘Ⅳ，沉积类型的物性逐渐变差。结果显示开发潜力较大的外前缘Ⅱ和外前缘Ⅲ的采收率在方案2和方案3中提升较为显著，就整体的采收率来看，方案2要优于方案1及方案3。

结合以上研究，在投入成本相近的条件下，采用方案2能够得到最高采收率。方案2在90美元8%折现率下的净收益为71 568.93万元，为优选出的最优方案。

4 结论

(1) 室内水驱油实验表明合层驱油会明显降低低渗透岩心的采收率，但对高渗透率的岩心影响较

小。合层水驱油时，岩心组合形成的渗透率级差越小，低渗透岩心收到的层间干扰越小，水驱效果越好。

(2) 在满足一定储量要求同时存在理想隔层的前提下应尽量细分开发层系。考虑到经济效益、技术限制与区块地质特点，将各小层按渗透率极差小于6的方式组合，将油层分为萨尔图A层、萨尔图B层和葡I4及以下油层三个层系。萨尔图B层在层系调整前的开发中驱替效果不理想，而储量却占到油层总储量的43.14%，因此作为层系调整的重点开发井网。

(3) 层系调整前区块共有四套井网，为了适应层系调整及高效开发对井网的要求，将原基础井网与一次加密井网合并,补充加密形成一套独立井网，原二次加密井网与三次加密井网各形成一套独立开发井网。根据数值模拟结果，方案2将水驱采收率提高到49.18%，净收益为71 568.93万元，为层系井网演变的最好方案。

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(编辑 闫玉玲)

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

夏连晶(1975-)，高级工程师，从事油田开发方面的研究; E-mail:xialj123@163.com。

TE341

A

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