朝661-80区块封闭断层内部加密井的部署方法研究

闫文华，王书婷，徐长亮，史连杰，任广明

（1. 东北石油大学， 黑龙江 大庆 163318；　 2. 大庆油田第十采油厂， 黑龙江 大庆 163318）



朝661-80区块封闭断层内部加密井的部署方法研究

闫文华1，王书婷1，徐长亮1，史连杰2，任广明2

（1. 东北石油大学， 黑龙江 大庆 163318； 2. 大庆油田第十采油厂， 黑龙江 大庆 163318）

摘 要：朝阳沟油田朝661-80区块油藏为低渗透油藏，目前整装待加密区块已经很少，因此断层边部将是油田加密挖潜的对象。其中利用直井加密开发断层附近油藏的弊端日益凸显，大斜度井开发可行性研究的论证认为，该区块油藏部署大斜度井开发的优势明显。在断层走向剩余油分布规律的基础上运用数值模拟的方法设计断层附近不同布井方案，并对开发方案结果进行预测，结果表明在断层边部部署加密井较大幅度提高单井产能，且适当的部署大斜度井提高单井产量的效果更佳，此种布井方式对该区块提高单井控制可采储量与提高增采幅度具有重要意义。

关 键 词：朝661-80区；低渗透；断层；大斜度井；加密井

朝661-80属于油田二类区块，1988年底投产，初期采用300 m×300 m的反九点注水井网。截止到2004年，该区块共有油水井177口，区块开发效果差。为改善区块开发效果，2005年对该区块加密的技术界限和经济界限进行了论证，采用“对角线中心”加密的方式进行了加密，共布加密井82口，加密井区采油速度由加密前的0.40%提高到了加密后的0.95%，目前保持在0.65%的水平。剩余井区当时未达到加密调整的经济下限，没有进行加密调整。目前采油速度只有0.28%，采出程度12.40%，开发效果较差。多年加密过后剩余油主要分布在断层附近位置，利用直井很难挖潜这部分剩余油，而大斜度井是可以兼顾多套层系，使井的轨迹始终沿着构造高部位，深入剩余油内部［1-6］。因此对该区块进行了大斜度井与直井相结合的开发方案。

1 油藏概况

朝661-80区块位于朝阳沟背斜向翻身屯背斜构造过渡的部位，断层走向以近南北为主，断层密度为0.60条/km2，延伸长度一般在1.0～3.6 km，断距8.5～55.0 m；1988年10月投入开发，初期区块日产油201 t，1989年5月转入注水开发。2005年采用“对角线交点”方式加密，共布加密井82口。目前区块地质储量967.35×104t，累产油为171.13×104t，综合含水41.23%，采出程度为17.69%。

2 大斜度井的地质设计

2.1 断层加密区块的剩余油分布

为了更好的了解和掌握该区块的剩余油分布情况，用模拟软件（Eclipse）的方法对该区块进行了三维三相的黑油模型建立，经过历史拟合后，进行了剩余油分布规律的研究［7，8］。

朝阳沟油田为低渗透油田，多年的打井和加密井的部署以及复杂的油水关系，所以剩余油部分比较零散，下图可以看出该区块经过多年的开发剩余油所剩不多，唯独在各个断层边部还有相对比较富集的剩余油区域，根据数值模拟的结果分析出，该区块的剩余油分布类型主要分以下三种：1）注采不完善形成的剩余油；2）断层遮挡形成剩余油；3）砂岩边部区剩余油。

2.2 大斜度井目的层选取

利用大斜度井开采需满足埋深、渗透率、油层厚度以及可采储量等方而的地质条件，为了重新落实地层，我们对研究区块进行精细地层对比［9，10］。然后结合朝阳沟断层周围剩余油分布情况，将大斜度井开发目的层确定为FⅠ14，FⅡ52，FⅢ32，FⅢ33，FⅢ41，FⅢ43，FⅢ52和FⅢ53满足地质条件（图1）。

图1 斜井段长度对开发指标的影响Fig.1 Slope length's influence on the development index

3 断层附近加密井的方案设计及预测结果

3.1 方案设计

在C661-80区块断层边部剩余油分布研究基础上，利用Eclipse数值模拟在距离断层60 m附近处布加密井，分别设计了直井方案和直井与大斜度井交叉方案，具体如下：

方案1：2014年7月底，保持原有生产方式进行生产，预测21年，此方案作为基础方案。

方案2：2014年7月底，在分析该区块剩余油分布规律后，在剩余油较富集地区布直井10口，预测21年。此方案的设计参数见表1。

表1 加密井的设计参数表（一）Table 1 Design parameters of infill wells（1）

方案3：2014年7月底，根据方案2布的直井地面位置，通过了解各个层析的剩余油数据，在地面位置不变的情况下，每层剩余油富集的部位打大斜度井，控制在斜度交60°以内，断层附近布直井6口，大斜度井4口，预测21年。此方案的设计参数见表2。

大斜度井井段示意图见图2-5。

表2 加密井的设计参数表（二）Table 2 Design parameters of infill wells（2）

图2 大斜度井C97-13井段示意图Fig.2 Highly deviated well section of C97-13 well schematic diagram

图3 大斜度井C101-9井段示意图Fig.3 Highly deviated well section of C101-9 well schematic diagram

图4 大斜度井C107-7井段示意图Fig.4 Highly deviated well section of C107-7 well schematic diagram

图5 大斜度井C108-13井段示意图Fig.5 Highly deviated well section of C108-13 well schematic diagram

3.2 方案预测结果

经过各个方案的数值模拟结果，得到加密井的指标预测结果，其对比表见表3。并且得到加密井控制新增地质储量及可采储量在各个方案的对比结果，见表4。

表3 加密井的指标预测结果对比表Table 3 Contrast table of infill wells index prediction results

表4 加密井控制新增地质储量及可采储量各方案对比表Table 4 Infill well control new geological reserves and recoverable reserves of each scheme comparison table 104t

方案1是在模型中，原有生产方式下不做任何调整进行生产预测，预测21年到2035年7月，累产油量为206.04×104t，采出程度21.29%，含水率为89.12%。方案2是在方案1的基础上，在断层周围布10口加密直井，预测21年到2035年7月，累产油量为215.8×104t，采出程度22.4%，含水率为88.4%；采出程度比基础方案提高1.11%，含水下降了0.72%。方案3是在方案1的基础上，大斜度井斜井井段长度的最优长度，预测21年到2035年7月，累产油量为219.98×104t，采出程度22.84%，含水率为88.4%；采出程度比基础方案提高1.55%，含水下降了3.02%。因而针对断层附近剩余油富集的层位部署加密井进行开发，在一定程度上完善了注采井网，加强了开发力度，提高产油量，作为油田下部开发方案是可行的。

4 结 论

（1）朝661-80区块剩余油分布类型主要分三种：注采不完善形成的剩余油，断层遮挡形成剩余油，砂岩边部区剩余油。

（2）大斜度井斜井井段长度的最优长度为400～600 m。

（3）数值模拟的结果表明：利用断层附近布加密井进一步开发的采出程度比基础方案提高1.55%，含水下降了3.02%。建议断层附近下一步布加密井。

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Study on Infill Well Pattern in Internal Sealing Fault of Chaoyanggou 661-80 Block

YAN Wen-hua1，WANG Shu-ting1，XV Chang-liang1，SHI Lian-jie2，REN Guang-ming2
（1. Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318， China；2. Daqing Oilfield Company the Tenth Oil Production Plant， Heilongjiang Daqing 163318， China）

Abstract:661-80 Block reservoir of Chaoyanggou oil field is low permeability reservoir， the blocks ready for infill well pattern are very few， so the fault edge is oilfield exploration object for infill well pattern. The disadvantages of the use of vertical wells infill development near fault reservoir is growing， high angle wells development feasibility study demonstrated that the advantage of high angle block reservoir development is obvious. Based on analysis of the remaining oil distribution at the fault， numerical simulation method was used to design fault well spacing， and the result of the development plan was forecasted. The results show that the fault side deployment of infill well can greatly improve the single well productivity， and the proper deployment of high angle wells has better effect to increase production of single well， the well spacing mode to improve the single well production of the recoverable reserves and improve the increase amplitude is of great significance.

Key words:The 661-80； Low permeability； Fault； Highly deviated well； Infill well

中图分类号：TE 122

文献标识码：A

文章编号：1671-0460（2016）02-0418-03

基金项目：中国石油科技创新基金“特高含水期二元驱多段赛等流度驱油方法研究，项目号：2013D-5006-0203。

收稿日期：2015-09-16

作者简介：闫文华（1967-） 女，黑龙江大庆人，教授，博士，2009年毕业于东北石油大学油气田开发工程专业，研究方向：从事油田开发及提高采收率研究。Email:dqyanwh@163.com。