大慶油田A區(qū)塊層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整技術(shù)

王衛(wèi)學(xué) (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江 大慶 163511)

大慶油田A區(qū)塊層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整技術(shù)

王衛(wèi)學(xué) (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江 大慶 163511)

針對大慶油田A區(qū)塊特高含水期各套層系井網(wǎng)開發(fā)井段長、層間干擾嚴(yán)重、注采關(guān)系復(fù)雜、注采井距大、薄差儲(chǔ)層控制程度和動(dòng)用程度低等主要開發(fā)矛盾開展了層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整方法研究。通過縱向上對開發(fā)層系進(jìn)行細(xì)分重組，減小層間干擾，平面上適當(dāng)進(jìn)行原井網(wǎng)的補(bǔ)充加密，縮小注采井距。優(yōu)化調(diào)整后，層系清晰、井距合理、井網(wǎng)獨(dú)立，數(shù)值模擬預(yù)計(jì)區(qū)塊最終可提高三類油層采收率4.80%，增加可采儲(chǔ)量70.48×104t。

特高含水期；水驅(qū)；開發(fā)矛盾；層系井網(wǎng)；優(yōu)化調(diào)整

油田進(jìn)入特高含水期開發(fā)階段，水驅(qū)僅依靠常規(guī)的增產(chǎn)增注措施改善開發(fā)效果的難度越來越大。在不實(shí)施大規(guī)模井網(wǎng)加密調(diào)整的前提下，立足現(xiàn)井網(wǎng)，層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整是解決主要開發(fā)矛盾、進(jìn)一步改善開發(fā)效果和最大程度提高采收率的有效途徑[1]。

1 區(qū)塊開發(fā)簡況

A區(qū)塊位于大慶油田杏北開發(fā)區(qū)B區(qū)純油區(qū)，含油面積5.90km2，地質(zhì)儲(chǔ)量2081.69×104t，其中三類油層地質(zhì)儲(chǔ)量1469.71×104t。油水井261口(采油井142口，注水井119口)，井網(wǎng)密度44.23口/km2，平均單井日注水42m3，日產(chǎn)油2.0t，綜合含水92.7%，采出程度41.42%。自1966年基礎(chǔ)井網(wǎng)投入開發(fā)以來，A區(qū)塊先后經(jīng)歷了3次大的調(diào)整，目前共有基礎(chǔ)、一次加密、二次加密和三次加密4套水驅(qū)開發(fā)井網(wǎng)[2]。

基礎(chǔ)井網(wǎng)薩、葡、高油層劃分為一套開發(fā)層系，以一類油層和有效厚度≥2.0m的厚層為主要開采對象，采用1.6km切割距行列井網(wǎng)注水開發(fā)，井網(wǎng)部署為3-500×300m(500，300m)，1979年中間井排加密非主力油層注水井。

1985年，以三類油層中有效厚度0.5～2.0m的厚層為開采目的層，針對中低滲透層進(jìn)行層系細(xì)分一次加密調(diào)整，方案設(shè)計(jì)將中、低滲透層劃分為SⅡ(薩爾圖油層Ⅱ油層組)和SⅢ(薩爾圖油層Ⅲ油層組)及以下2套開發(fā)層系，其中，SⅡ?qū)酉稻W(wǎng)采用在中間井排2側(cè)350m各布一排油井，井距250m，中間井排油井旁再布一口新油井，依靠原中間井排非主力油層加密注水井構(gòu)成反九點(diǎn)法面積井網(wǎng)。SⅢ及以下層系井網(wǎng)采用距中間井排2側(cè)150m和450m各布一排新井，井距250m，與老井錯(cuò)開125m，第1排間布油井，第2排間間注間采，構(gòu)成不規(guī)則五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，考慮到薩爾圖層系注水井點(diǎn)不夠，在原注水井排上加密差油層合注井。

1994年針對三類油層中以表內(nèi)薄層和表外儲(chǔ)層為主的低滲透薄差油層實(shí)施了二次加密調(diào)整，方案設(shè)計(jì)第1排間間注間采布井，基礎(chǔ)井網(wǎng)第1排布采油井、中間井排間注間采，構(gòu)成300(250)×250m反九點(diǎn)面積井網(wǎng)。

2002年針對以表外層為主的薄差儲(chǔ)層實(shí)施了三次加密調(diào)整，三次加密井布在二次加密井排間井間，二次加密井主流線不布三次加密油井，構(gòu)成注采井距250m的五點(diǎn)法面積井網(wǎng)。

2007年針對區(qū)塊一次、二次加密部署的反九點(diǎn)法面積井網(wǎng)存在的不適應(yīng)性，油水井?dāng)?shù)比偏高，井網(wǎng)控制程度低等問題實(shí)施了注采系統(tǒng)調(diào)整，通過轉(zhuǎn)注10口采油井，將一次加密井網(wǎng)和二次加密井網(wǎng)由反九點(diǎn)面積井網(wǎng)調(diào)整為五點(diǎn)法面積井網(wǎng)[3]。

2 層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整的必要性

2.1縱向上薩爾圖和PⅠ4及以下油層性質(zhì)差異較大

從三類油層巖性、物性特征來看[4]，上部薩爾圖油層屬于相對較淺水環(huán)境下的沉積物，砂巖巖性相對較粗；下部PⅠ4 (葡萄花油層Ⅰ油層組4層)到高一組中部則是在較深水環(huán)境下的沉積物，泥質(zhì)和碳酸鹽含量增加，油層物性明顯變差。另外，薩爾圖油層為偏親油非均質(zhì)潤濕性，親油性較強(qiáng)，而PⅠ4及以下油層為偏親水潤濕性，油層性質(zhì)有明顯差異。

2.2平面上各套井網(wǎng)相互交錯(cuò)，注采不均勻，平面矛盾突出

從各套井網(wǎng)分別來看，注采井距均勻，射孔對應(yīng)性較好，但受油層平面非均質(zhì)影響，也導(dǎo)致了部分油層存在多套井網(wǎng)射孔的現(xiàn)象，雖然井網(wǎng)間相互完善注采關(guān)系，對開發(fā)效果的改善起到了一定作用，但由于射孔對象發(fā)生重疊，造成注采井距不均勻，在注采井距偏小的注水方向上形成優(yōu)勢通道，影響與之對應(yīng)的其他方向油井的受效。

2.3薄差層注采井距大，水驅(qū)控制程度和油層動(dòng)用程度偏低

目前開采薄差層的主要是二次加密井和三次加密井，2套井網(wǎng)注采井距均為250m。從不同沉積類型水驅(qū)控制程度看，非主體砂和表外儲(chǔ)層水驅(qū)控制程度低，表外儲(chǔ)層水驅(qū)控制程度僅為76.8%；從薄差儲(chǔ)層油層動(dòng)用程度看，已進(jìn)行三次加密調(diào)整的杏三東區(qū)塊表內(nèi)薄層砂巖厚度累計(jì)動(dòng)用比例為67.8%，表外儲(chǔ)層砂巖厚度動(dòng)用比例為46.3%，仍然較低。

2.4各套井網(wǎng)射孔跨度大，井段長，層間矛盾突出

從各套井網(wǎng)的射孔跨度來看，除一次加密SⅡ和SⅢ及以下2套層系井網(wǎng)外，其他薩葡高油層合采的井網(wǎng)射孔跨度均在180m以上，平均射孔層數(shù)大于30個(gè)。射孔井段過長加劇了非均質(zhì)油層間的干擾作用，導(dǎo)致油層縱向上動(dòng)用更加不均衡，薩葡高合采井下部發(fā)育較差的PⅠ4及以下油層動(dòng)用狀況較差。從油層動(dòng)用狀況來看，薩葡高油層合采井PⅠ4及以下油層累計(jì)砂巖動(dòng)用比例僅62.9%，低于單采PⅠ4及以下井16.9%，而薄差儲(chǔ)層的砂巖動(dòng)用比例低12個(gè)%以上。

綜上所述，針對A區(qū)塊縱向上油層性質(zhì)差異大，井段長、射孔跨度大，平面上注采井距大，井網(wǎng)相互交錯(cuò)、注采關(guān)系復(fù)雜，薄差儲(chǔ)層動(dòng)用狀況差等矛盾，有必要開展層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整，進(jìn)一步改善區(qū)塊的開發(fā)效果。

3 層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整方式

3.1優(yōu)化調(diào)整思路

較為突出的層間和平面矛盾嚴(yán)重制約了水驅(qū)開發(fā)效果。為有效緩解開發(fā)矛盾，進(jìn)一步提高水驅(qū)采收率，需要從縱向、平面2方面同時(shí)入手，進(jìn)行區(qū)塊的層系井網(wǎng)綜合調(diào)整，即縱向上將儲(chǔ)層物性和潛力狀況相近的油層進(jìn)行層系組合[5]，實(shí)現(xiàn)高、低滲透層的分采，減少層間干擾；平面上綜合考慮與注采系統(tǒng)調(diào)整、加密調(diào)整相結(jié)合進(jìn)行原井網(wǎng)的補(bǔ)充加密，縮小注采井距[6-8]。通過層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整實(shí)現(xiàn)層系清晰、井距合理、井網(wǎng)獨(dú)立的目的[6-7]。

3.2開發(fā)層系細(xì)分重組方式

一套層系內(nèi)水驅(qū)開發(fā)效果主要受滲透率變異系數(shù)影響，層系內(nèi)變異系數(shù)越大，開發(fā)效果越差。滲透率變異系數(shù)每增加0.1，采收率相應(yīng)下降0.7%左右。杏北開發(fā)區(qū)屬于多層非均質(zhì)砂巖油田，當(dāng)滲透率變異系數(shù)小于0.8時(shí)，更有利于提高水驅(qū)采收率。結(jié)合區(qū)塊儲(chǔ)層發(fā)育特點(diǎn)及油層性質(zhì)差異，將三類油層進(jìn)一步劃分為A、B 2類：A類為油層平均滲透率在100×10-3μm2以上，主體薄層砂與非主體薄層砂鉆遇率大于40%，平均單井有效厚度在0.4m以上的層，另外，考慮到三類油層三次采油，將具備三次采油潛力的SⅡ11-16和SⅢ9-11整體放在A類中；其他層劃分為B類。根據(jù)該分類標(biāo)準(zhǔn)，為縮短開發(fā)井段長度，縱向上形成了薩爾圖A類(SA)、薩爾圖B類(SB)和PⅠ4及以下葡萄花A類(PA)、葡萄花B類(PB)4套開發(fā)層系，由于PⅠ4及以下分成A、B 2套層系開發(fā)，每套層系組合發(fā)育厚度較小，單井產(chǎn)量難以保證。因此，根據(jù)開發(fā)需要，將這4套層系進(jìn)一步組合為SA、SB和PⅠ4及以下三套開發(fā)層系。經(jīng)過開發(fā)層系的細(xì)分、重組，開發(fā)井段均控制在150m以內(nèi)，2類油層內(nèi)滲透率變異系數(shù)均控制在0.8左右。

3.3不同層系合理注采井距研究

表1 各套開發(fā)層系不同注采井距砂巖水驅(qū)控制程度預(yù)測表

在油層分類的基礎(chǔ)上，利用數(shù)值模擬技術(shù)對不同注采井距條件下各套層系的水驅(qū)控制程度變化情況進(jìn)行了預(yù)測。與井距250m相比，SA和PA層系注采井距縮小到200m時(shí)的水驅(qū)控制程度分別提高6.89%和12.28%；SB和PB層系注采井距縮小到150m時(shí)，水驅(qū)控制程度分別提高12.92%和12.31%，水驅(qū)控制程度提高幅度比較理想(見表1)。因此，SA層系合理的注采井距為200m左右，SB層系為150m左右，PⅠ4及以下層系考慮到B類油層表外儲(chǔ)層十分發(fā)育，平面砂體分布零散，采用過小井距也較難得到有效動(dòng)用，反而會(huì)導(dǎo)致A類油層含水上升速度過快，因此，認(rèn)為該套層系的合理注采井距在200m以下，且井距不宜過小。

3.4井網(wǎng)部署方式

1)加密補(bǔ)充調(diào)整的原則 一是立足現(xiàn)井網(wǎng)，充分利用現(xiàn)有井網(wǎng)和地面地下各種設(shè)備，減少資源浪費(fèi)，提高資源設(shè)備利用率；二是原開采下部葡、高層系的井網(wǎng)可用作薩爾圖層系的開發(fā)，而原開采薩爾圖層系的井網(wǎng)不用作葡高層系的開發(fā)；三是盡量用原基礎(chǔ)和一次井開采油層性質(zhì)相對較好的儲(chǔ)層，用二、三次加密井開采油層性質(zhì)相對較差的儲(chǔ)層，以減少封堵、補(bǔ)孔等措施工作量和措施工作難度；四是部署加密井時(shí)，新布油井盡量遠(yuǎn)離同層系水井，采用原井網(wǎng)分流線布井，以保證新井投產(chǎn)后含水保持較低水平。

2)井位優(yōu)化設(shè)計(jì) 利用基礎(chǔ)井、SⅡ?qū)酉岛蚐Ⅲ及以下層系一次加密井共同組成200m井距五點(diǎn)法面積井網(wǎng)開采薩爾圖好層(見圖1)。在二次加密井分流線上布油井，采用排間錯(cuò)開125m，原250m二次加密井網(wǎng)排間加一排油井，原井網(wǎng)油井全部轉(zhuǎn)注，重新構(gòu)成195m的五點(diǎn)法面積井網(wǎng)進(jìn)行PⅠ4及下油層開采(見圖2)。利用原250m的三次加密井網(wǎng)，原井網(wǎng)排間加兩排油井、一排水井，原油井全部轉(zhuǎn)注，構(gòu)成145m的五點(diǎn)法面積井網(wǎng)開發(fā)薩爾圖差層(見圖3)。共設(shè)計(jì)加密補(bǔ)充新井323口，轉(zhuǎn)注51口，轉(zhuǎn)抽1口，老井網(wǎng)利用151口。

圖1 薩爾圖好層井網(wǎng) 圖2 PⅠ4及以下油層井 圖3 薩爾圖差層井網(wǎng)

4 層系井網(wǎng)調(diào)整開發(fā)效果預(yù)測

對區(qū)塊進(jìn)行層系井網(wǎng)綜合調(diào)整后的水驅(qū)控制程度和提高采收率情況進(jìn)行了數(shù)值模擬，調(diào)整方案實(shí)施后，薩爾圖好層砂巖水驅(qū)控制程度可提高8.8%，薩爾圖差層砂巖水驅(qū)控制程度可提高15.3%，PⅠ4及以下油層砂巖水驅(qū)控制程度可提高7.4%，且各套開發(fā)層系的多向連通比例均得到大幅度提高。新增三類油層可采儲(chǔ)量70.48×104t，開發(fā)效果可得到明顯改善。

5 結(jié) 語

杏北開發(fā)區(qū)經(jīng)過40多年的水驅(qū)開發(fā)歷程，從基礎(chǔ)井網(wǎng)到三次加密井網(wǎng)，井網(wǎng)部署方式從行列布井逐步轉(zhuǎn)為五點(diǎn)法面積布井，注采井距從600m逐步縮小到141m；開采對象從一類油層及有效厚度≥2.0m的厚油層過渡到薄差油層，這是一個(gè)井網(wǎng)形式趨于完善，開發(fā)對象愈加精細(xì)，開發(fā)水平逐步提高的過程。但隨著油田進(jìn)入特高含水期開發(fā)階段，新的問題日益涌現(xiàn)，水驅(qū)深入挖潛難度日益加大，僅依靠常規(guī)增產(chǎn)措施已難以明顯改善開發(fā)效果。因此，必須轉(zhuǎn)換思想，按照細(xì)劃開發(fā)層系、縮小注采井距的整體調(diào)整思路，開展層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整技術(shù)研究，探索進(jìn)一步緩解層系井網(wǎng)矛盾和最大程度提高采收率的新技術(shù)和新方法。

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2013-01-24

中國石油天然氣股份有限公司重大技術(shù)專項(xiàng)(DQP-2011-YC-KY-011)。

王衛(wèi)學(xué)(1978-)，男，工程師，現(xiàn)主要從事油藏開發(fā)方面的研究工作。

TE324

A

1673-1409(2013)10-0119-04

[編輯] 洪云飛