辽河油田特高含水期油藏二元复合驱井网井距优化研究

温 静

(中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010)

辽河油田特高含水期油藏二元复合驱井网井距优化研究

温 静

(中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010)

在总结国内成功经验的基础上，通过精细地质建模、数值模拟结合室内物理模拟实验，充分考虑油藏地质特点，从夹层控油因素、化学驱控制程度、中心井组完善程度、注入采出能力、注入速度、采收率提高值、经济效益等方面，对辽河油田锦16块二元复合驱井网模式、井排方位以及合理井距进行优化研究，对比分析技术经济效果，为开发方式的转换作必要的前期技术储备，以实现油田产量的有效接替。

二元复合驱;井网井距;采收率;经济效益;锦16块;辽河油田

引 言

化学驱主要包括聚合物驱、碱水驱、表面活性剂驱及其互相复配的二元、三元复合驱等。化学驱研究工作开始于20世纪60年代初，经历了“七五”探索、“八五”先导试验、“九五”扩大试验、“十五”推广等阶段，目前已进入技术攻关阶段［1－3］。辽河油田主力中高渗砂岩油藏中注水开发储量占水驱油田的42%，注水开发产油量占37%。其中，部分储量目前已进入高含水、高采出程度低速开发阶段，化学驱是其提高采收率的最佳选择之一。

辽河油田特高含水期油藏锦16块具有“两高三低”的特点，即渗透率高(平均渗透率为3 442×10－3μm2)、原油酸值高(0.40 ～1.16 mg/g)、地层水矿化度低(2 467 mg/L)、二价阳离子含量低(Ca2+含量为7.6 mg/L、Mg2+含量为2.8 mg/L)、油层温度低(55℃)等特点，油藏条件适合开展聚合物+表面活性剂二元复合驱［4－6］。

锦16块构造复杂，孔道大，渗透率高，胶结疏松，易出砂，层内非均质严重，区块已进入特高含水、高采出程度阶段，剩余油分布零散，水驱井网较密，井距已加密至 159～180 m，井况逐年变差［7－8］。复杂的地质、开发特点给二元复合驱井网井距部署带来了很大的难度，井网井距部署既要保证驱油效果，又要保证注入剂不发生窜流。对于此类油藏，二元复合驱井网形式及井距的评价优化是保证二元复合驱效果的前提和基础。

1 二元复合驱合理井网优化

二元复合驱采用何种井网，不仅对二元复合驱的效果有影响，更重要的是关系到注入井的注入量。在确定合理井网时，主要考虑区块的构造形态、沉积特征、与原水驱井网的衔接与搭配、上返油层对井网的适应性等。

1.1 注采井网优化

(1)调研国内各化学驱区块不同井网模式，发现复合驱普遍采用五点法面积井网。

(2)通过不同井网数值模拟计算表明，在相同井网密度情况下，五点法井网要好于其他井网。建立试验区二元复合驱地质模型。地质模型平面网格单元大小为25 m×25 m，纵向按照油藏实际分层厚度给定，网格总数为76×66×15=75 240个根据试验区地质模型，选择典型井组建立井组理论模型，注采井距为200 m。模拟相同井网密度条件下，不同井网方式下的采收率提高值。计算结果表明，五点法井网采收率提高值为15.5%，四点法、七点法、反九点法井网采收率提高值分别为14.8%、15.1%、12.8%。主要原因是五点法井网注采井数比为1∶1，化学驱驱油流线面积大，采出井一向、二向受效均衡，滞留面积小，注入井数多，单井注入强度小，有利于提高驱油效果。

(3)注采井网部署应尽可能均匀。针对锦16块构造倾角比较大的特点，通过数值模拟研究构造倾角及井网均匀程度对化学驱开发效果的影响。油藏模型为1注4采，中心井为注入井，两边为采油井，采出井上高下低，注采井距为150 m。建立地层倾角为4°和0°的2个对比模型。每种模型设计3套方案，即注入井在中心、注入井向高部位偏移20 m、注入井向高部位偏移40 m。模拟结果为：地层倾角对采收率影响不大;注入井在中心部位采收率最高，采收率随偏移位置增大而下降。因此注入井的位置应尽量部署在井网中心位置，如果考虑部署注入井时避开天窗、采油井处于剩余油富集地带等因素，注入井的位置可适当偏移，偏移距离尽量在20 m范围内。

1.2 注采井排方向优化

锦16块为滨湖河口环境下的扇三角洲前缘亚相沉积，根据油水运动规律，统计不同驱替方向油井水进速度，同期投产油井的侧向和逆向驱平均水进速度为0.26～0.51 m/d，顺向驱平均水进速度为1.57 m/d。水驱油具有顺向驱水进速度快、相应油井见水早、含水高的特点，逆向驱与侧向驱具有水进速度较慢、见水晚、含水低的水驱规律。根据锦16块油藏地质特征，确定化学驱试验区采用顺物源方向部署注入井，和采出井形成侧逆向驱替的五点法面积井网模式。

2 二元复合驱合理井距优选

注采井距优化应满足注入速度、采出速度对井网、井距的要求，以达到较高的采油速度和较短的开采年限，力争较高的化学驱控制程度和动用程度，达到较大的采收率提高值和较好的经济效益。

2.1 地质因素复杂，不宜采用较大井距

试验区构造复杂，除发育北东向和近东西向2组大断层外，区内还发育3条次级断层，使构造和油水关系进一步复杂化。储层平面、层内非均质性强，单层内渗透率级差最大为220.54，非均质系数最大为4.75，变异系数大于0.7的占71.4%。岩石胶结类型以孔隙式胶结为主，接触式胶结次之胶结物以泥质胶结为主，比较疏松。试验区每年因出砂影响产液量约为25 000 t，防治油层出砂成为区块开发的一项重要措施工作。考虑锦16块构造复杂、非均质性严重、易出砂的特点，为了避免其对化学驱开发效果的影响，试验区不宜采用较大井距。

2.2 水驱井距小，但受厚层内夹层影响仍有剩余油潜力，化学驱井距不宜过大

通过水驱开发过程综合调整措施，注采井距由337 m加密到目前的159～180 m，注采井数比由1.00∶3.50增加到1.00∶1.84，采出程度高达46.2%，取得了较好的水驱开发效果。但受重力和夹层影响，厚层内仍有剩余油。锦2－6－A226、锦－丙6－A235等19口挖潜井平均日产油达10 t/以上，其主要原因是油层单层厚度大，为5.0～20.8 m，厚层内部有0.2～1.0 m泥质粉砂岩的物性夹层，夹层上部剩余油相对富集。为了确保化学驱也有较好的开发效果，井距也不宜过大。

2.3 保证具有较高的化学驱控制程度和中心井平面控制程度

(1)化学驱控制程度要高。化学驱控制程度是衡量井距是否合理的一项重要指标，其直接影响化学驱效果。所谓化学驱控制程度，就是在一定的井网井距、一定的聚合物分子质量条件下，复合体系溶液可进入油层的孔隙体积占油层总孔隙体积的百分比。实际统计过程中可先利用室内实验确定能注入聚合物的最低渗透率和最小吸入厚度，再统计此标准之上油层的控制程度。该区块化学驱控制程度渗透率下限的确定通过天然岩心物理模拟试验取得。该块测定不同渗透率岩心样品8个其中6 块样品(2、4、5、6、7、8 号样品)渗透率在30×10－3μm2以上，1号岩心渗透率为153.67 ×10－μm2，先注化学剂后注水，驱替压差下降较快，最后稳定，残余阻力系数为2.46，未出现堵塞现象。号岩心渗透率为90.64×10－3μm2，先注化学剂后注水，驱替压差平稳上升，残余阻力系数为9.48岩心出现堵塞现象。因此，确定该块化学驱控制程度渗透率下限为100 ×10－3μm2。

根据物模确定的渗透率下限结合油层连通图，统计试验区 100、150、180、210、250 m 井距下化学驱控制程度分别为 95.0%、91.9%、84.3%、82.2%、80.5%，在150 m时化学驱控制程度出现明显拐点，达90%以上。化学驱控制程度越高，采收率值越高。因此井距在150 m时效果较好。

(2)中心井平面控制程度要高。在一定的井网井距条件下，中心井平面控制程度定义为中心采出井所控制的面积占总面积的百分数。从不同井距中心井平面控制程度来看，由于试验区受断层和油水边界的影响，中心井平面控制程度相对较低，100 m和150 m井距中心井平面控制程度为40%以上，180 m和210 m井距中心井平面控制程度均低于40%。因此150 m及以下井距中心井平面控制程度相对较高，可保证驱油效果，也有利于后期跟踪评价。

2.4 保证足够产液能力，保证注入速度具有较大调整余地

在化学驱油过程中，由于注入流体的黏度增加，流动阻力增加，压力传导能力下降，油层采液能力也随之降低。从大庆油田杏五区、杏二区、北一断块三元复合驱先导性试验［9］可知，化学驱注采井距分别是141、200、250 m，其单位厚度产液指数下降幅度分别为38.1%、42.8%、59.3%，表明注采井距较小时，其单位厚度产液指数下降幅度较小。因此，为保持试验区较高的产液能力，井距不宜过大。

根据大庆油田化学驱矿场试验，得出注入速度计算公式［10］：

式中：pmax为井口最高注入压力，MPa;V为注入速度，PV/a;φ为油层孔隙度，%;t为时间，d;L为注采井距，m;Nmin为油层最低视吸水指数，m3/(d·m·MPa)。

试验区平均破裂压力为15 MPa，预计该块视吸水指数最低可降至0.57 m3/(d·m·MPa)。根据公式计算注采井距为 100、150、180、210、250 m情况下，最高注入压力下最大注入速度(图1)。在不超过破裂压力条件下，采用150 m注采井距，最大注入速度为0.25 PV/a左右，当注采井距为210、250 m时，最大注入速度小于0.15 PV/a。要保证注入速度具有较大调整余地，150 m井距较合适。但要引起重视的是，小井距开发，要严格控制好注入速度，做好先期的调驱、调剖工作，避免出现注入剂沿大孔道快速窜流现象。

图1 注入压力与注入速度关系

2.5 保证具有较好的技术经济效益

对试验区进行数值模拟，模拟 100、150、180、210、250 m井距下综合含水和最终采收率等指标。注入方案采用二元复合体系。前置聚合物段塞(2 000 mg/L聚合物0.04 PV)+二元驱主段塞(0.25%表面活性剂+1 600 mg/L聚合物，注入体积为0.35 PV)+二元驱副段塞(0.15%表面活性剂+1 600 mg/L聚合物，注入体积为0.2 PV)+聚合物保护段塞(1 400 mg/L聚合物0.1 PV)+后续水驱(驱替至含水为98%)。数模预测见表1。由表1可知，随着井距的缩小，采收率提高值不断增加，150 m井距以下采收率提高值可达15.5%以上，而250 m井距提高采收率值仅为9.3%。在数值模拟预测基础上，对不同井距的开发效果进行了经济评价。经济评价结果显示150 m井距技术经济效益最优，内部收益率为13.16%，财务净现值为2 297.8×104元。

表1 不同井距化学驱技术经济指标对比

3 结论

(1)针对辽河油田复杂的地质特点，应深入研究不同区块油层发育状况和构造特点，并充分考虑原水驱井网分布，采用与之相适应的井网井距，以达到较好的驱油效果、较高的采收率和经济效益。

(2)针对锦16块地质、开发特点，通过地质建模、数值模拟确定了锦16块化学驱合理井网井距为采用五点法面积井网150 m注采井距开发。在目前的技术经济条件下，采收率提高值为15.5%，内部收益率为13.16%，财务净现值为2 297.8×104元。

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Well pattern and spacing optimization for surfactant/polymer flooding in high water cut reservoirs of Liaohe oilfield

WEN Jing
(Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin，Liaoning 124010，China)

This paper addresses optimization of well pattern，array and spacing for surfactant/polymer flooding in Jin 16 block of Liaohe oilfield in respects of interbed oil－ controlling factors，control degree of chemical flooding，central well group completeness，injectivity and productivity，injection rate，improved recovery efficiency，economic benefits and so on based on successful domestic experiences，fine geological modeling，reservoir simulation and physical simulation experiment with full consideration of the complexity of reservoir geology．The technical and economical results are compared and analyzed．This research provides necessary pro-phase preparation for converting development scenario and achieving sustainable oilfield production．

surfactant/polymer flooding;well pattern and spacing;recovery efficiency;economic benefit;Jin 16 block;Liaohe oilfield

TE357

A

1006－6535(2012)02－0073－03

20110322;改回日期：20110620

中国石油天然气股份公司重大开发试验项目“辽河欢喜岭油田锦16块化学驱工业化矿场试验研究”

温静(1971－)，女，高级工程师，1992年毕业于大庆石油学院油藏工程专业，现从事油田开发研究工作。

编辑孟凡勤