吳阿慧

(大慶油田第七采油廠地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江大慶 163000)

0 引言

TN油田于1981年投入開發(fā)，含油面積37.7km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1567×104t，基礎(chǔ)井網(wǎng)采用450m×450m反九點(diǎn)法面積注水井網(wǎng).1994年開始了加密調(diào)整試驗(yàn)，1996～1997年在TN進(jìn)行加密調(diào)整，井距分別由450m縮小到225m和318m，水驅(qū)控制程度提高10個(gè)百分點(diǎn)，加密后區(qū)塊的開發(fā)效果得到了一定的改善.但隨著開發(fā)時(shí)間的延長，仍存在著井網(wǎng)適應(yīng)性差、含水上升快、遞減水平高、地層壓力水平低等問題.為改善TN區(qū)塊開發(fā)效果，以精細(xì)地質(zhì)解剖為基礎(chǔ)，以多學(xué)科油藏研究為手段，開展了井網(wǎng)調(diào)整方式優(yōu)化設(shè)計(jì)，在局部儲(chǔ)層相對發(fā)育、剩余油較為富集的井區(qū)共部署加密調(diào)整井66口，并根據(jù)注采關(guān)系進(jìn)行老油井轉(zhuǎn)注19口.

1 TN油田開發(fā)現(xiàn)狀

TN油田截至目前投產(chǎn)油水井389口，其中采油井257口，注水井132口.累積產(chǎn)油396.31×104t，地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度0.79%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度25.29%，可采儲(chǔ)量采油速度2.43%，可采儲(chǔ)量采出程度77.24%，綜合含水86.13%，累積注水2228.24 ×104m3，年注采比 1.5，累積注采比 1.49.2012年通過局部加密調(diào)整縮小井距，提高井網(wǎng)對砂體的控制程度、儲(chǔ)層動(dòng)用程度，實(shí)現(xiàn)對剩余油的挖潛.

1.1 TN油田加密前井網(wǎng)適應(yīng)性差

截止2011年底，TN油田水驅(qū)控制程度75.6%，全區(qū)單向連通砂巖、有效厚度比例分別達(dá)到37.4%和36.7%，多向連通砂巖、有效厚度比例僅為12.1%和13.1%.從不同厚度級別水驅(qū)控制程度來看，只有有效厚度大于2.0m的油層水驅(qū)控制程度達(dá)到78.9%，有效厚度在0.5～1.0m 之間的油層水驅(qū)控制程度最低，僅為71.6%，表明井網(wǎng)適應(yīng)性較差，嚴(yán)重制約了水驅(qū)開發(fā)調(diào)整，需通過井網(wǎng)調(diào)整完善注采系統(tǒng)，提高井網(wǎng)適應(yīng)性.

1.2 砂體發(fā)育狀況

統(tǒng)計(jì)TN油田2011年321口井平均單井鉆遇9.5個(gè)層，鉆遇砂巖厚度 10.6m，有效厚度 6.1m，平均單層砂巖厚度1.1m，有效厚度0.7m，其中有效厚度小于1.0m的儲(chǔ)層占總厚度比例的33.5%，占總層數(shù)比例的75.9%.統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，TN油田儲(chǔ)層薄差層較發(fā)育(表1).

表1 TN油田厚度分類發(fā)育狀況統(tǒng)計(jì)表

TN油田剩余油主要集中在薄差儲(chǔ)層內(nèi)，形成主要受注采關(guān)系不完善、井網(wǎng)控制不住和物性干擾三個(gè)因素影響.

2 局部井網(wǎng)加密調(diào)整開發(fā)效果

利用數(shù)值模擬方法進(jìn)行評價(jià)優(yōu)選，TN油田采用對儲(chǔ)層的控制程度較高，加密井點(diǎn)較均勻，水驅(qū)調(diào)整也較容易的對角線加密方式進(jìn)行局部井網(wǎng)加密.截止至2013年1月，TN油田在局部儲(chǔ)層相對發(fā)育、剩余油較為富集的井區(qū)共部署加密調(diào)整井66口，平均單井射開厚度7.7m，有效厚度3.9m，初期單井日產(chǎn)液 11.5t，日產(chǎn)油 3.5t，綜合含水 69.4%.

加密井網(wǎng)調(diào)整后，TN油田全區(qū)水驅(qū)控制程度達(dá)到81.1%(表2)，水驅(qū)控制程度增加5.5個(gè)百分點(diǎn)，注采關(guān)系得到一定程度的完善.

表2 TN油田全區(qū)水驅(qū)控制程度對比表

3 加密井效果影響因素

3.1 地質(zhì)因素對開發(fā)效果的影響

3.1.1 油層發(fā)育和沉積特征

TN油田位于大慶長垣大型河流—三角洲沉積體系向南延伸的部分，針對TN油田特點(diǎn)，將葡一組油層縱向上細(xì)分為7種亞相、22個(gè)沉積單元.TN油田精細(xì)沉積相研究表明，葡萄花油層主要為三角洲外前緣相沉積，局部有低彎曲分流砂體及席狀砂.TN油田剩余油主要集中在水下分流主河道、水下分流淺河道和非主體席狀砂中.

加密井主力油層發(fā)育在水下分流主河道上有35口井，初期平均單井日產(chǎn)油4.8t，加密效果最好;在水下分流淺河道上有6口，非主體席狀砂上有15口，初期平均單井日產(chǎn)油分別為4t及2.2t，加密效果較好;在主體席狀砂和水下分流淺灘上加密井效果較差(表3).加密井在水下分流主河道、水下分流淺河道、非主體席狀砂三種沉積相中開發(fā)效果好.

表3 TN油田加密井沉積相效果表

水下分流淺灘 1 8.0 0.0 100.0 5.4 2.5 53.7 1004平均 8.0 0.0 100.0 5.4 2.5 53.7 1004合計(jì) 66 758.7 232.5 69.4 385 978.4 225.6 76.9 473平均11.5 3.5 69.4 385 14.8 3.4 76.9 473

3.1.2 剩余油類型

主要挖潛剩余油類型為井網(wǎng)控制不住型加密井有37口，初期平均單井日產(chǎn)油4.2t;注采不完善型19口，初期平均單井日產(chǎn)油3.5t;物性干擾型2口，初期平均單井日產(chǎn)油3.1t;滯留區(qū)型5口，初期平均單井日產(chǎn)油1.8t;差油層型3口，初期平均單井日產(chǎn)油0.7t(表4).加密井在井網(wǎng)控制不住型、注采不完善型、物性干擾型三種剩余油中的開發(fā)效果好，滯留區(qū)型及差油層型開發(fā)效果較差.

表4 TN油田加密井剩余油類型效果表

3.2 開發(fā)因素對開發(fā)效果的影響

少數(shù)加密井投產(chǎn)初期產(chǎn)量低，根據(jù)注采比與含水散點(diǎn)圖(圖1)分析其原因認(rèn)為，由于井組注采比偏高，加密新井供液能力充足，導(dǎo)致少數(shù)新井高含水.注采比低含水低的加密井初期平均單井日產(chǎn)油8.9t，開發(fā)效果好;注采比高含水高的加密井初期平均單井日產(chǎn)油0.8t，開發(fā)效果較差.

圖1 加密新井注采比與含水散點(diǎn)圖

4 幾點(diǎn)認(rèn)識

(1)TN油田合理的加密調(diào)整方式應(yīng)為對角線加密方式;

(2)TN油田剩余油主要集中在水下分流主河道、水下分流淺河道和非主體席狀砂中，主力油層發(fā)育在這三種砂體中的加密井開發(fā)效果好;

(3)加密井在井網(wǎng)控制不住型、注采不完善型、物性干擾型三種剩余油中的開發(fā)效果好，注采比低含水低加密井的開發(fā)效果好，注采比高含水高加密井的開發(fā)效果較差.

[1]劉吉余.油氣田開發(fā)地質(zhì)基礎(chǔ)[M].北京:石油工業(yè)出版社，2006.