过渡带加密调整方法研究

孙培文

摘 要：喇嘛甸油田北东块过渡带历经四十余年开发，目前已进入特高含水开发期，面临采油速度低、各条带砂体动用不均衡等实际状况。为改善北东块过渡带开发效果，在搞清调整潜力分布状况基础上，优选最佳调整方式，能够缓解过渡带开发过程中存在问题，对改善特高含水期过渡带开发效果，意义较大。对今后油田开发调整，具有较高指导意义和参考价值。

关键词：过渡带；特高含水期；井网加密

一、概述

喇嘛甸油田北东块过渡带于1973年投入开发，历经水驱多次开发调整，目前已进入特高含水开发期，开发过程中暴露出现井网密度小、砂体控制程度低、薄差层未动用比例高以及各条带砂体动用不均衡等问题。为有效改善过渡带开发现状，获得较好经济效益，提高原油采收率，增加可采储量，进行喇嘛甸油田北东块过渡带加密调整方法研究[1]。通过调整，可提高水驱控制程度，扩大水驱波及体积，完善砂体注采关系，新建注采驱动体系，有效挖潜注采不完善、薄差油层剩余油，并指导投产后开发调整。

二、调整潜力研究

（一）调整依据

1、过渡带井网密度低，各条带单井控制储量不均

分析喇北东块过渡带井网密度，全区共有水驱井298口，其中采油井181口，注入井117口，井网密度为20.34口/km2，相比全油田水驱低了24.74口/km2。过渡带单井控制储量为18.32×104t/口，其中，一条带单井控制储量达到22.89×104t/口，二、三条带单井控制储量达到17.27～20.21×104t/口，四条带单井控制储量只有10.56×104t/口。

2、过渡带水驱控制程度为82.3%，多向连通比例低

分析喇北东块过渡带现井网水驱控制程度统计结果，整体水驱控制程度为82.3%，其中，三向及以上水驱控制程度为51.0%。其中，四条带为77.5%，萨Ⅰ组油层控制程度较低，为67.4%（表1）。

3、油层动用不均衡，采出程度存在差异

从北东块过渡带油层动用状况来看，各砂岩组采出程度存在较大差异。整体上看，萨、葡油层采出程度为33.5%。其中，萨Ⅰ1-5、萨Ⅱ1-3油层采出程度较低、分别为20.3%和28.6%，萨Ⅲ4-7、萨Ⅱ15+16、葡Ⅰ1-2油层采出程度较高、分别为37.9%、38.6和41.9%（图1）。

综上所述，北东块过渡带存在井网密度小，水驱控制程度低，油层动用不均衡，采出程度存在差异等问题，需要进行调整。

（二）调整潜力

1、过渡带剩余油分布特征

应用北东块过渡带数值模拟研究结果，确定剩余油主要分为四类[2]，一是在过渡带收边部位，缺少注入井点形成的注采不完善型剩余油。剩余储量比例为20%左右；二是在部分非主体席状砂及表外砂体中，受非均质和层间干扰作用形成的成片差油层型剩余油。剩余储量比例为30%左右；三是在发育规模较小砂体中，原井网注采井距过大，连通关系差，导致注入水波及效果较差，形成的动用较差型剩余油。剩余储量比例为40%左右；四是受薄差油层或尖灭遮挡，造成原井网注采关系不完善，形成的遮挡型剩余油。剩余储量比例为10%左右。

2、通过缩小注采井距，可有效提高水驱控制程度

依据北东块过渡带油层发育和开发现状，拟将现150m×300m注采井距，缩小为150m～200m左右注采井距，分析拟加密后水驱控制程度。表明，随着注采井距缩小，水驱控制程度越来越高，特别是多向连通比例提高幅度较大。加密后水驱控制程度为89.3%、介于80.6%～94.3%之间，三向以上控制程度为74.7%、介于62.3%～82.8%之间，相比于现注采井距，水驱控制程度提高7.0个百分点，三向以上控制程度提高23.7个百分点（表2）。

因此，150m～200m左右注采井距，水驱控制程度较高，主要以三向以上连通为主，为取得较好开发效果奠定了坚实基础。

3、过渡带采出程度低，可进一步提高各类油层采收率

北东块过渡带各类油层均得到动用，全区地质储量5458.68×104t，累积产油1827.5×104t，采出程度为33.5%，比全油田平均水平低1.3个百分点。数模预测结果表明，按照目前开发方式，至含水98%时最终采收率将达到37.4%，比全油田平均水平低2.0个百分点左右。表明，现井网潜力较小。因此，可通过再次调整，能够进一步提高各类油层采收率。

三、调整思路及原则

（一）调整思路

为有效改善北东块过渡带整体开发效果，以提高水驱多向控制程度，强化对注采不完善井区和薄差油层的控制程度，完善砂体注采关系为出发点。确定了进行井网加密，完善动用较差油层注采关系，新建注采驱动体系，同时配合调整注采系统的调整思路。

（二）调整原则

（1）过渡带整体进行井网均匀部署，新老井网结合，完善注采关系。

（2）采用150m～200m左右五点法面积井网，多向连通率高于50%，注采井数均衡。依据油层发育和可调厚度实际，各条带区别考虑。

（3）井网加密调整与注采系统调整紧密结合；一条带协调好新钻井与基础井网、一次加密和二次加密井的衔接、利用；二、三条带协调好新钻井与基础井网和二次加密井的衔接、利用；四条带协调好新钻井与基础井网的衔接、利用。

（4）新钻井以采油井为主，避免水转油。

（5）协调好新钻井与三次采油井网的井位关系。

（6）油水过渡带边部以采油井收边，防止原油外流。

四、调整方式优选

依据井网部署原则，结合北东块过渡带挖潜对象发育、沉积特征和井网现状，对四种布井方案进行了对比优选。

方案三，新钻井位于剩余油滞留区或避开了基础井网注入井与边井采油井连线部位，有利于剩余油挖潜；较好协调了与原水驱井网注采关系，一、二、三条带均有两套井网完善注采关系。针对性较强，各条带均能得到有效动用，内部收益率最高。因此，推荐方案三的布井方式，一条带：二套井網，168m五点法面积井网和基础300m反九点面积井网；二、三条带：两套井网，212m五点法面积井网和二次加密300m行列井网；四条带：一套井网，212m五点法面积井网。调整后水驱控制程度提高7.0个百分点，多向控制程度提高23.7个百分点（表3）。

方案设计新钻井200口，其中采油井194口，注水井6口。配套调整368井次，其中，采油井转注水井104口，补孔69口，采油井封堵9口，注水方案调整186口。

五、调整效果预测及结论

（一）效果预测

预测喇嘛甸油田北东块过渡带加密调整井投产初期、注采关系完善后、平均单井日产液35t，日产油2.5t，综合含水92.8%，建成产能16.69×104t/a。与原开发方式相比，预计北东块过渡带三次加密后，提高采收率2.83个百分点，平均单井增加可采储量3102t。

预计新井投产初期平均单井日注水量为42m3，平均单井日产液35t，日产油2.5t，综合含水92.8%，初期建成产能16.69×104t/a。加密十年，区块累积产油154.95×104t，阶段采出程度为2.84%，与原开发方式相比，提高采收率2.83个百分点，平均单井增加可采储量3102t。

（二）结论

（1）对于发育相对较差，动用程度稍低的油田过渡带区域，通过针对性较强的三次加密调整，同时配合注采系统调整和选择性射孔等方法，可取得较好开发效果。

（2）精细地质研究应贯穿油田开发的始终，同时加强数值模拟等方法的应用力度，为特高含水期油藏开发奠定基础。

（3）研究成果在减缓水驱产量递减，控制含水上升速度等多方面，均具有一定积极作用，可应用于特高含水开发期过渡带水驱开发调整，为油田可持续开发提供了技术支撑

参考文献：

[1]段立锋，陶成学，陈军.探索油田开发规律[J].中国石油和化工标准与质量，2013（1）：199-199.

[2]宋培基，宋宝菊，秦保杰，等.砂岩油藏油水过渡带剩余油分布影响因素及挖潜对策研究[J].科技信息，2013（17）：404-405.