大庆萨南油田西部过渡带四条带外扩及加密方式研究

2017-12-21王泽东

长江大学学报(自科版) 2017年23期

关键词：同层过渡带井距

王泽东

(中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江大庆 163414)

大庆萨南油田西部过渡带四条带外扩及加密方式研究

王泽东

(中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江大庆 163414)

大庆萨南油田已进入特高含水开发阶段，油田开发面临储采失衡的矛盾日趋严重。为保证可持续开发，应用井震联合技术搞清过渡带四条带外扩区域构造储集层发育状况，进一步落实外扩区开发潜力。根据过渡带地区储集层发育特点，优选适合油水过渡带的合理注采井距、加密调整布井方式。在典型区块实施加密调整，增加可采储量19.6×104t，按照研究区开发模式，可在萨南油田西部过渡带四条带及外扩区3.98km2推广应用，为过渡带外扩挖潜提供实践经验。

萨南油田；油水过渡带；外扩；井震联合；储量；加密调整

大庆萨南油田经过多次加密调整和三次采油开发，已进入特高含水开发阶段，油田开发面临储采失衡的矛盾日趋严重，储采平衡系数仅为0.23。随着可采储量逐步减少，产量接替后劲明显不足，为了保证油田的可持续发展，必须进一步扩大油田开发面积，充分挖掘外扩储集层潜力[1]。萨南油田西部过渡带四条带外边缘～五条带地区未布井，有待进一步外扩开发，因此在此区域选取典型区块，开展西部过渡带四条带外扩及加密方式研究。

1 区块开发概况

1.1 地质概况

区块位于萨尔图油田背斜构造的西翼，开发面积1.55km2，地质储量169.26×104t。区域内含油储集层为萨尔图油层，萨Ⅰ组为纯油层，萨Ⅱ组随埋深增加进入油水同层，含油面积逐渐减小。萨Ⅰ组顶部油层埋藏深度983.4～1148.7m，各油层为同一水动力系统，具有统一的油水界面，油水界面深度在1169.7～1192.4m，边、底水不活跃[2]。

1.2 开发概况

区块1971年投入开发，采用东西向350m，南北向400m的四点法面积井网布井，四条带地区基础井网只在靠近三条带地区布3口井，其中采油井1口，注水井2口。1997年进行了一次加密调整，在原井网三角形中点布井，形成线状注水方式，注采井距200～220m。四条带地区共有油水井26口，其中采油井14口，注水井12口。布井区面积0.95km2，井网密度27.4口/km2，平均单井日注水41m3，日产油1.5t，综合含水率92.38%，采出程度25.52%。

2 深化四条带地区地质认识

2.1 深化构造认识

图1 井震萨Ⅰ组油水分布

图2 含油饱和度与含水率关系

应用井震联合技术[3～5]，精确预测萨Ⅰ组顶、底面构造深度，平均绝对误差控制在0.24m以内，区域内无断层发育，地层倾角3～15°之间，表现东陡西缓，与以往认识一致，但萨Ⅰ组内油水边界向外推移0.16km2，使外扩未布井区域面积达到0.76km2(图1)。

2.2 深化储集层沉积特征认识

井震联合解释预测未布井区域萨Ⅰ组储层平均厚度为6m以上，由北至南发育逐渐变差，属于三角洲外前缘相沉积，萨Ⅰ2b和萨Ⅰ4+5沉积单元发育大面积主体砂。

2.3 开展油水同层潜力研究

根据油水分布特征可知，油底到水顶过渡带含油饱和度呈线性变化的关系，油水过渡带上部呈偏油性，具有一定的潜力，可作为开发对象[6～8]。根据西部过渡带密闭检查井南8-检3-丙16井萨Ⅱ组岩心水驱油试验结果，绘制含油饱和度与含水率关系曲线(图2)，过渡带含油饱和度可认为随深度呈线性变化：

H=-57.5×So+1221

式中：H为油层深度,m;So为原始含油饱和度,1。

按深度进行线性插值，即可计算每个深度点对应的原始含油饱和度。由于过渡带四条带地区目前综合含水率为92.38%，因此确定偏油同层为综合含水率低于90%油层。含水率90%对应岩心含油饱和度50%，计算得出偏油同层深度下限为1192m。碳氧比测试资料(表1)表明，距油底以下10m左右的油层，未水淹、低水淹砂岩厚度比例可以达到49.23%。综合分析认为油水过渡带的偏油同层在油底以下10m左右。

表1 偏油同层碳氧比测试资料统计结果

2.4 落实外扩区开发潜力

为了解过渡带边部油层发育状况，对四条带边部井钻遇油层情况进行统计，萨Ⅰ组、萨Ⅱ组储集层发育厚度分别达到2.7m和3.8m(表2)，考虑到偏油同层的挖潜，预计增加动用地质储量58.06×104t。

表2 西部过渡带四条带钻遇厚度统计

3 优化井网部署方式

3.1 确定加密调整合理注采井距

图3 注采井距与采收率关系

采用模值模拟，建立典型模型，研究在不同渗透率条件下最优的水驱开发井距[9,10]。由图3可知，随着注采井距的增大，采出程度总体呈下降趋势，不同渗透率油层，对应着不同的合理注采井距。外扩井主要发育萨Ⅰ组油层。萨Ⅰ组渗透率小于100mD，砂岩厚度232.0m，占总砂岩厚度的 45.85%，因此外扩区最佳注采井距应在150m以内。

3.2 优化加密调整布井方式

考虑四条带原井网[11]，设计3种布井方式(表3)。方案1：在线状注水排间布井，单独形成一套200～220m的线状注水(图4)；方案2：采用新老井相结合，在老井三角形中间布油井，老井采油井转注，形成注采井距115～130m不规则的线状注水(图5)；方案3：采用新老井相结合，将线性注水井排上的井利用为注水井，采油井排上井间新布注水井，4口注水井中间新布采油井，形成规则的150m注采井距的五点法面积井网(图6)。

表3 3种设计井网结果

图4 200～220m线状注水井网(方案1)

图5 115～130m线状注水井网(方案2)

图6 150m五点法面积井网(方案3)

综合考虑提高采收率、经济效益等指标，确定二次加密调整采取新老井相结合的布井方式，形成注采井距150m的五点法面积井网。150m五点法面积井网具备三方面优势：一是将线状注水调整为五点法面积井网，改变了原井网的液流方向，做到与现有井位注采关系协调，更适合高含水后期开发需求；二是外扩区延续加密区布井方式，单独布署一套150m五点法面积井网，实现加密调整一步到位；三是后期可推广到过渡带一、二条带地区，通过细分两套层系，实施分类开发调整，并满足后期三次采油需求。

4 应用效果

区块设计新钻油水井72口，老井利用18口。新井投产初期平均日产油2.9t，其中加密区日产油2.0t，外扩区单井日产油3.6t，区块增加可采储量19.6×104t。该井网部署方式可在萨南油田西部过渡带四条带及外扩区3.98km2推广应用，预计增加可采储量36.92×104t。同时，将线状布井方式调整成五点法面积井网，为过渡带调整提供思路，可进一步推广到过渡带全区。