规则井网油藏特高含水后期流线调整优化研究

2017-03-05刘海成中国石化股份胜利油田分公司勘探开发研究院山东东营257000

化工管理 2017年9期

刘海成（中国石化股份胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257000）

刘海成（中国石化股份胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257000）

孤东油田八区馆5-6油藏层间矛盾突出，井网形式长期固定，低油价形势下，依靠新井投入的整体调整方式，经济效益差。针对单元层间、平面面临的主要矛盾，结合剩余油分布特征认识，考虑利用老井抽稀井网分层系开发以及油水井别转换来大角度转变注采流线，提高非主流线潜力区域剩余油动用程度，结合断层、扩大区边部局部高效井网完善，增加新的流线方向，挖潜井间及断层附近剩余油，提高水驱程度，改善开发效果，此研究有效指导了同类油藏开发调整。

特高含水后期；规则井网；流线调整

近年来孤东油田在多个单元开展变流线调整先导试验，取得了较好的效果，前人对变流线调整的方式进行了研究，佟颖对特高含水后期井网调整方式进行了研究，指出该阶段通过水井抽稀、油井局部加密的方式进行井网调整是可行的[1]。高聚同对多层油藏细分层系变流线调整方案进行了研究[2]。本文基于孤东八区Ng5-6化学驱调整前期井网变流线调整前期研究，对低油价形势下，如何充分利用老井转流线、如何大角度转流线挖潜非主流线剩余油开展了优化研究。

1 油藏基本特征

孤东八区位于孤东油田南部，孤东披覆背斜翼部。是由四条断层控制的自然封闭区块。2016年6月在单元北部鼻状构造高部位部分井组作为二元驱试验区实施化学驱，二元试注井区采出程度高于水驱和单元整体，效果好，下一步推广至全区。

孤东八区Ng5-6单元扩大区目的层为52+3-62，其中Ng5层系52+3、54、55三个层含油面积2.4km2，地质储量615×104t。Ng6层系61、62两个小层扩大区含油面积1.1Km2，地质储量103.4× 104t。Ng52+3属于曲流河沉积，54-62属于辫状河沉积，层内以正韵律为主，隔层发育，隔层厚度一般在3-7m之间。

单元1987年投入开发，初期采用反九点井网注水开发，1992采用行列式井网注聚开发，2002年1月转后续水驱开发，2012年在单元北部区域实施了二元复合驱。此次研究区为南边扩大区，目前扩大区开油井50口，平均单井日油1.5t/d，综合含水97.7%，采出程度39.3%。

2 主要矛盾及剩余油分布特征

2.1 层间矛盾突出，干扰严重

对单元注采井进行分类统计，合采合注井的采液强度和注水强度低于单采单注井。单采的油井平均采液强度和注水强度分别为13.4 m3/(m·d)，和34.2 m3/(m·d)，合采油井平均采液强度及注水强度分别为8.7 m3/(m·d)和12.1m3/(m·d)。

饱和度监测显示主力层含油饱和度相对较低（37.9%-38.1%）；非主力层相对较高（44.9%-46.8%），层间差异较大。

2.2 井网多年不变，流线长期固定

单元1992年注聚开发以来一直采用212m×106m正对行列式井网生产。井网多年未做整体调整，流线长期保持相对固定。

2009年以来新井饱和度测井资料表明油水井间及不完善井区、砂体边部、分流线剩余油饱和度高（40%-50%），主流线剩余油饱和度低（30.4%）。

3 变流线调整技术研究

为了研究变流调整方式，设计了四套井网调整方案，其中方案一为基础完善方案，完善目前的212*106m的正对行列井网，方案二为加密井网方案，水井排间钻新油井，形成106× 106m交错行列井网，加密后流线转变27°，方案三、四为抽稀井网、细分层系方案，方案三抽稀细分为52+3、54-62两套212*212m交错行列式井网，调整后流线转变27°，方案四在抽稀细分为两套212*212m正对行列井网的基础上，通过水井隔一转抽、油井隔一转注，实现流线转变90°。

对比不同方案，方案二新井及转注工作量大，且未有效解决层系矛盾，方案三随减缓了层间矛盾，单流线转变角度小，抽稀后的井网为有效动用油井间、水井间剩余油。方案四随老井工作量大，且油水井别转换初期产量受到一定影响，但调整后流线转变角度大，为90°，充分动用分流线剩余油；老井利用率较高，15年末增加采出程度2.5%，高于其他两套方案。通过优化新井及措施工作量投入，方案四平衡油价降低至60美元，且方案四的产出投入比最高，达到4.39，具有较好的经济效益。

在井网整体流线调整的基础上，结合断层、扩大区边部局部高效井网完善，增加新的流线方向，挖潜井间及断层附近剩余油，提高水驱程度。