李群

（中石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江 大慶 163001）

薩中開發(fā)區(qū)自1960年開始經(jīng)歷了50多年的開發(fā)，油田開發(fā)進(jìn)入高含水開發(fā)后期，開發(fā)潛力主要集中在低滲透率的二三類油層。從動(dòng)用程度上看，基礎(chǔ)井網(wǎng)和一次加密井網(wǎng)射孔較寬，其中有效厚度小于1.0m油層射開比例達(dá)到60%以上，層間差異大，使各類油層動(dòng)用不均衡，有效厚度小于1.0m油層動(dòng)用較差，且厚度越小，動(dòng)用程度越差。從水驅(qū)控制程度上看，薩葡水驅(qū)井網(wǎng)采用250～300m井距不規(guī)則五點(diǎn)法面積井網(wǎng)、高臺(tái)子井網(wǎng)采用300m×300m井距反九點(diǎn)法面積井網(wǎng)，對(duì)于薄差油層開采井距偏大，水驅(qū)控制程度較低，建立有效的驅(qū)動(dòng)壓力梯度難度較大，造成動(dòng)用狀況差。

針對(duì)以上問(wèn)題，需要對(duì)薩葡高低滲透率三類油層進(jìn)行小井距加密調(diào)整潛力研究，探索減緩產(chǎn)量遞減幅度、提高薄差層及表外儲(chǔ)層動(dòng)用程度和完善砂體注采關(guān)系的有效途徑。

1 加密調(diào)整后影響小井距開采因素分析

1.1 新井與老井流線關(guān)系復(fù)雜

由于開采時(shí)間長(zhǎng)，老井網(wǎng)布井不規(guī)則，加密調(diào)整為小井距開采后，形成流線關(guān)系復(fù)雜。新井的SP油層位于SP老井網(wǎng)分流線上 （見圖1），在分流線上的采油井占新井的76.2%。新井的SP油層位于SP老井網(wǎng)2口注水井之間流線上 （見圖2），注水井之間井距200m，此類三次加密采油井占新井的8.3%。新井的薩葡油層位于薩葡老井網(wǎng)注采井之間的主流線上 （見圖3），在主流線上的三次加密采油井占新井的18.7%。

圖1 新老井分流線布井示意圖

圖2 新老井水井間流線布井示意

圖3 新老井主流線布井示意圖

1.2 新井與老井連通關(guān)系復(fù)雜

由于開采層位交錯(cuò)，新老井之間注采關(guān)系復(fù)雜。統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，新注水井與老油井連通砂巖厚度比例為21.9%；老注水井與新油井連通砂巖比例為15.1%。

1.3 井位關(guān)系復(fù)雜

由于井網(wǎng)不規(guī)則，在形成小井距規(guī)則井網(wǎng)后，造成新老井同井場(chǎng)狀況較多，且同井場(chǎng)類型分為4種情況:新老注水井同井場(chǎng) （見圖4），共有14組，共射砂巖厚度占新井砂巖厚度的23.5%，占老井的20.9%；新老采油井同井場(chǎng) （見圖5），共有15組，共射砂巖厚度占新井砂巖厚度的15.7%，占老井的24.1%；新注水井與老油井同井場(chǎng) （見圖6），共有11組，共射砂巖厚度占新井砂巖厚度的18.7%，占老井的11.7%；新油井與老注水井同井場(chǎng) （見圖7），共有9組，共射砂巖厚度占新井砂巖厚度的16.6%，占老井的18.4%。

圖4 新老注水井同井場(chǎng)井位圖

圖5 新老采油井同井場(chǎng)井位圖

圖6 新水井老油井同井場(chǎng)井位圖

圖7 老水井新油井同井場(chǎng)井位圖

2 調(diào)整方法研究

2.1 新老注水井同井場(chǎng)共射

新老水井同井場(chǎng)存在共射層水源過(guò)多的矛盾，導(dǎo)致近井距新井連通層快速水淹，但2口注水井做好匹配調(diào)整，也是最有利于均衡調(diào)整、均衡受效的一種井位關(guān)系。新老注水井層段互補(bǔ)的二合一注水方式，應(yīng)用細(xì)分封堵技術(shù)與周期注水技術(shù)相結(jié)合，確保不同類型油層得到均衡動(dòng)用。

2.2 老注水井與新采油井近井距井位

分流水線上老注水井距200m，新采油井位于水線上，與老井井距較近，投產(chǎn)方式類似于 “先投注后投產(chǎn)”，投產(chǎn)后新井采出點(diǎn)形成泄壓點(diǎn)，新老井共射層已高水淹，這種井位流線關(guān)系最易形成高含水投產(chǎn)的矛盾，后期含水不易控制。需要老井封堵水線方向新老井連通層，新井周期停注和調(diào)剖控制吸入狀況較好的薩葡油層。

2.3 老注水井與新采油井同井場(chǎng)

新井投產(chǎn)同時(shí)老注水井精細(xì)封堵高水淹共射層，投產(chǎn)初期效果好，緩解了高含水投產(chǎn)的開采形勢(shì)。

2.4 新老采油井同井場(chǎng)

新老采油井同井場(chǎng)存在新老采油井共爭(zhēng)水源的矛盾，老井優(yōu)先受效，未措施新井開發(fā)效果較差。因此需要新采油井、注水井措施改造與老井封堵相結(jié)合改善開發(fā)效果。具體做法是采油井采取壓裂手段改善效果，周圍新注水井壓裂酸化保證供液能力，同時(shí)老井封堵，控制老水線方向突進(jìn)。

2.5 新注水井與老采油井同井場(chǎng)

由于共射層的存在，且注采井距近，新注水井在對(duì)應(yīng)層位的注水極易引起老采油井含水的迅速上升。因此，需要在生產(chǎn)過(guò)程中，根據(jù)采油井的生產(chǎn)狀況及時(shí)進(jìn)行調(diào)整，在初期注水受效后進(jìn)入含水上升階段時(shí)，需要對(duì)新注水井進(jìn)行周期停注或淺調(diào)剖，控制水線的推進(jìn)，從而控制老采油井的含水上升速度。

3 結(jié)論

1）二三類低滲透率油層發(fā)育較差，適合小井距合采加密開發(fā)。

2）掌握調(diào)整挖潛時(shí)機(jī)，綜合分析新老井流線與井位關(guān)系實(shí)施匹配調(diào)整挖潛，有效地改善了平面、縱向注水結(jié)構(gòu)，油田開發(fā)效果好。