新立油田Ⅲ区块北井网调整方案研究

董洪文 陆天瑜

（吉林油田公司新木采油厂 吉林松原 138000）

新立油田Ⅲ区块北井网调整方案研究

董洪文 陆天瑜

（吉林油田公司新木采油厂 吉林松原 138000）

吉林采油厂新立油田Ⅲ区块通过精细地质研究，进一步深化认识剩余油分布规律和油水运动规律，通过产能建设实施，完善注采井网，制定个性化投产方案，跨专业交互式设计，大井丛集约化部井，方案设计、安全环保、施工组织“一体化”，钻井、压裂、作业各个环节施工作业“工厂化”，构件预制“模块化”，把Ⅲ区块大平台建设成为具有一定规模可推广的示范基地。

1 地质及开发简况

吉林采油厂Ⅲ区块北位于新立背斜构造向北倾的斜坡上，被南北走向的3条断层夹持，区域构造比较平缓。区域面积3.29km2，地质储量332.09×104t。开采目的层为扶杨油层，油藏类型为低渗透裂缝性构造岩性油藏，以细砂岩为主，分9个砂岩组，26个小层，油砂体面积小，分布不稳定，主力油层为8、14、16号小层。油层中深1350m，有效厚度19m，平均孔隙度14.4%，渗透率12.8MD，原始含油饱和度55%；原始地层压力12.2MPa，饱和压力9.6MPa。

区域共有油井49口，开井36口；注水井19口，开井16口。日产液216.5t，日产油49.5t，综合含水77.1%，核实累产油91.3945×104t。采出程度为25.3%，采油速度0.91%。日注水493 m3，注入压力12.5MPa，累注水458.1308×104m3，月注采比2.19，累注采比2.05。

Ⅲ区块北横跨两个地质单元。

Ⅲ-1区域(6-10排）平均单井日产液7.9t，日产油1.4t，含水82.3%；由于井况原因造成注采井网不完善，储量动用不充分。16口油井套变严重，其中停产8口控制地质储量41.6×104t，年产油量损失0.3×104t；8口注水井套变无法分注，不能实现精细注采调控。

Ⅲ-2区域（10排以北）平均单井日产液3.3t，日产油1.3t，含水60.6%。是2000年采用300m反九点面积井网投入开发，受地貌条件制约没有进行井网调整，采出程度仅12.21%，远低于区块标定采收率28%，造成注采井网不适应，储量无法有效动用。

2 技术研究办法

针对目前区块存在的问题，在区块北结合单砂体精细刻画和沉积相微相研究成果，合理井网适应性研究；分层注入产出计算，重新认识剩余油和水驱规律；井网调整产能方案优化制定；新井投产投注方案科学制定，精细做到一区一策、一排一策、一井一策、一层一策；投产后跟踪调整及效果评价；对未达到产能井，及时提出相应对策，提高产能形象。

2.1 井网格局研究

2.1.1 井网加密区

借鉴1996-1997年井网加密调整方式（地层压力、采收率提高8%以上），总体采用134m线性井网大格局，合理调整井点位置，实现灵活的不等距的加密井网方式(图1)。

图1 井网加密调整演示图

2.1.2 外扩区：

考虑砂体分布、井控储量、缝控储量、压裂改造，井网优选，实现各参数最优化，最终确定反七点面积井网模式（图2）。

图2 反七点井网图

Ⅲ区块北通过资源潜力、井网格局的研究，整体井位部署两个平台，油井79口，水井13口。预计单井产能1.5t，建产能：3.56×104t。

2.2 油藏方案研究

从完钻情况看，单井发育7套油层，平均砂岩厚度35.6m；整体看由北向南水淹程度逐渐加重。

北部扩边区钻遇情况：以油水同层为主，单井砂厚36.4m，其中同层34.9m，占砂厚95.8%；从电性指标对比看，与老井电性指标接近。

中部一次加密区钻遇情况：以油水同层为主，单井砂厚34.4m，其中，中水淹以下砂厚22.2m，占砂厚64.7%；从电性指标对比看，中部一次加密区，与老井对比，新井电性指标有一定下降。

南部二次加密区钻遇情况：从整体看，该区以强、特强水淹层为主，单井钻遇砂厚36.4m，其中，中水淹以下层砂厚9.8m，占砂厚26.9%；从电性指标对比看，南部二次加密区，整体显示水淹状况加重。

按油井排井、水井排井、更新井三个类型看，水井排新井强水淹以上层比例略低，主要是新井位于井距较大的水井排间（340-380m），注入水没有完全波及到该区域；油井排井和更新井距离老井均较近（80-120m）；从电性指标对比看，新井指标均低于老井。

2.3 油水运动规律研究

新立油田水驱特征主要与沉积特征关系密切，砂体延伸方向是注水见效的优势方向，动用时压裂造缝方向要避开主流线方向。

2.4 分层剩余油研究

油井根据措施前后增产量、地层系数、产液剖面数据等，把产量从投产到目前，按月产油、月产水井行劈分到各小层。

水井根据吸水剖面、地层系数计算，把每月各小层注水量合计成累注水量。

从Ⅲ区块北油水井分层累产油、累注水情况看，8、14、16号小层既是主要产油层，也是主要产水层，主力层注水量高，水淹较重，但是剩余油多，依然是该区今后主要采出层。二、三类主力层，产出少，水淹轻，剩余油富集，是下步动用方向。

2.5 地层能量研究

在Ⅲ区块开钻前和钻井过程中，共安排老井测压8口，共11井次，目前占井3口；从笼统测压变化看，压力从南往北逐渐降低，表明老井周围地层亏空，新井可以采取蓄能压裂方式，对新老井进行能量补充；从分层测压变化看，主力层压力高于非主力层，表明主力层累积注入更多，非主力层的水淹相对较轻，动用潜力更大。

新井射孔后安排测静压，按不同的类型安排9口。根据测压分析，扩边区新井压力保持在原始地层压力附近；一次加密区油井排新井压力高于老井，但是与原始地层压力接近，通过井网完善，可以挖掘井间剩余油；二次加密区油井排新井压力高于老井，表明历史注采关系密切，水驱范围波及到新井区域，动用时需要控制改造规模。

3 单井投产方案制定

（1）北部扩边井：动用目的层岩性好、物性好、含油性好体积压裂、蓄能压裂增大缝长、缝宽、缝高；

（2）中部油井排：水淹程度低、邻井采出程度低、RFT测试压力低常规压裂、蓄能压裂增加地层裂缝密度，造复杂缝；

（3）南部水井排：单向连通、不连通、临井注水量少、水淹程度低小规模转向压裂、复合射孔近井地带造转向裂缝（复合射孔避免快速水淹）；

（4）南部更新井：老井未动用、动用次数少、采出程度低小规模转向压裂近井地带造转向缝。

4 结论

《新立油田Ⅲ区块北井网调整方案研究》项目通过精细研究，深入认识油藏，保证投产、投注方案科学性、有效性、合理性，Ⅲ区块产能建设达到平均单井产能1.5t/d，采收率提高5%以上。分层产出、注入计算软件的应用，在剩余油认识中，满足高含水开发阶段对分层认识的需求。通过该项目研究，找出继续外扩潜力，结合老井措施挖潜，注水方案调整，低效井下步提高单井产量等对策进一步提高区块开发效果，提高采收率。使得新立油田Ⅲ区块在高含水开发阶段剩余油研究的精细程度更高，挖潜技术的针对性更强，为油田提高采收率提供了强有力的技术支撑。

Ⅲ区块北 大井丛 一井一策 个性化投产方案