大庆油田A区块层系井网优化调整技术

王卫学 (中石油大庆油田有限责任公司第四采油厂地质大队，黑龙江 大庆 163511)

大庆油田A区块层系井网优化调整技术

王卫学 (中石油大庆油田有限责任公司第四采油厂地质大队，黑龙江 大庆 163511)

针对大庆油田A区块特高含水期各套层系井网开发井段长、层间干扰严重、注采关系复杂、注采井距大、薄差储层控制程度和动用程度低等主要开发矛盾开展了层系井网优化调整方法研究。通过纵向上对开发层系进行细分重组，减小层间干扰，平面上适当进行原井网的补充加密，缩小注采井距。优化调整后，层系清晰、井距合理、井网独立，数值模拟预计区块最终可提高三类油层采收率4.80%，增加可采储量70.48×104t。

特高含水期；水驱；开发矛盾；层系井网；优化调整

油田进入特高含水期开发阶段，水驱仅依靠常规的增产增注措施改善开发效果的难度越来越大。在不实施大规模井网加密调整的前提下，立足现井网，层系井网优化调整是解决主要开发矛盾、进一步改善开发效果和最大程度提高采收率的有效途径[1]。

1 区块开发简况

A区块位于大庆油田杏北开发区B区纯油区，含油面积5.90km2，地质储量2081.69×104t，其中三类油层地质储量1469.71×104t。油水井261口(采油井142口，注水井119口)，井网密度44.23口/km2，平均单井日注水42m3，日产油2.0t，综合含水92.7%，采出程度41.42%。自1966年基础井网投入开发以来，A区块先后经历了3次大的调整，目前共有基础、一次加密、二次加密和三次加密4套水驱开发井网[2]。

基础井网萨、葡、高油层划分为一套开发层系，以一类油层和有效厚度≥2.0m的厚层为主要开采对象，采用1.6km切割距行列井网注水开发，井网部署为3-500×300m(500，300m)，1979年中间井排加密非主力油层注水井。

1985年，以三类油层中有效厚度0.5～2.0m的厚层为开采目的层，针对中低渗透层进行层系细分一次加密调整，方案设计将中、低渗透层划分为SⅡ(萨尔图油层Ⅱ油层组)和SⅢ(萨尔图油层Ⅲ油层组)及以下2套开发层系，其中，SⅡ层系井网采用在中间井排2侧350m各布一排油井，井距250m，中间井排油井旁再布一口新油井，依靠原中间井排非主力油层加密注水井构成反九点法面积井网。SⅢ及以下层系井网采用距中间井排2侧150m和450m各布一排新井，井距250m，与老井错开125m，第1排间布油井，第2排间间注间采，构成不规则五点法面积井网，考虑到萨尔图层系注水井点不够，在原注水井排上加密差油层合注井。

1994年针对三类油层中以表内薄层和表外储层为主的低渗透薄差油层实施了二次加密调整，方案设计第1排间间注间采布井，基础井网第1排布采油井、中间井排间注间采，构成300(250)×250m反九点面积井网。

2002年针对以表外层为主的薄差储层实施了三次加密调整，三次加密井布在二次加密井排间井间，二次加密井主流线不布三次加密油井，构成注采井距250m的五点法面积井网。

2007年针对区块一次、二次加密部署的反九点法面积井网存在的不适应性，油水井数比偏高，井网控制程度低等问题实施了注采系统调整，通过转注10口采油井，将一次加密井网和二次加密井网由反九点面积井网调整为五点法面积井网[3]。

2 层系井网优化调整的必要性

2.1纵向上萨尔图和PⅠ4及以下油层性质差异较大

从三类油层岩性、物性特征来看[4]，上部萨尔图油层属于相对较浅水环境下的沉积物，砂岩岩性相对较粗；下部PⅠ4 (葡萄花油层Ⅰ油层组4层)到高一组中部则是在较深水环境下的沉积物，泥质和碳酸盐含量增加，油层物性明显变差。另外，萨尔图油层为偏亲油非均质润湿性，亲油性较强，而PⅠ4及以下油层为偏亲水润湿性，油层性质有明显差异。

2.2平面上各套井网相互交错，注采不均匀，平面矛盾突出

从各套井网分别来看，注采井距均匀，射孔对应性较好，但受油层平面非均质影响，也导致了部分油层存在多套井网射孔的现象，虽然井网间相互完善注采关系，对开发效果的改善起到了一定作用，但由于射孔对象发生重叠，造成注采井距不均匀，在注采井距偏小的注水方向上形成优势通道，影响与之对应的其他方向油井的受效。

2.3薄差层注采井距大，水驱控制程度和油层动用程度偏低

目前开采薄差层的主要是二次加密井和三次加密井，2套井网注采井距均为250m。从不同沉积类型水驱控制程度看，非主体砂和表外储层水驱控制程度低，表外储层水驱控制程度仅为76.8%；从薄差储层油层动用程度看，已进行三次加密调整的杏三东区块表内薄层砂岩厚度累计动用比例为67.8%，表外储层砂岩厚度动用比例为46.3%，仍然较低。

2.4各套井网射孔跨度大，井段长，层间矛盾突出

从各套井网的射孔跨度来看，除一次加密SⅡ和SⅢ及以下2套层系井网外，其他萨葡高油层合采的井网射孔跨度均在180m以上，平均射孔层数大于30个。射孔井段过长加剧了非均质油层间的干扰作用，导致油层纵向上动用更加不均衡，萨葡高合采井下部发育较差的PⅠ4及以下油层动用状况较差。从油层动用状况来看，萨葡高油层合采井PⅠ4及以下油层累计砂岩动用比例仅62.9%，低于单采PⅠ4及以下井16.9%，而薄差储层的砂岩动用比例低12个%以上。

综上所述，针对A区块纵向上油层性质差异大，井段长、射孔跨度大，平面上注采井距大，井网相互交错、注采关系复杂，薄差储层动用状况差等矛盾，有必要开展层系井网优化调整，进一步改善区块的开发效果。

3 层系井网优化调整方式

3.1优化调整思路

较为突出的层间和平面矛盾严重制约了水驱开发效果。为有效缓解开发矛盾，进一步提高水驱采收率，需要从纵向、平面2方面同时入手，进行区块的层系井网综合调整，即纵向上将储层物性和潜力状况相近的油层进行层系组合[5]，实现高、低渗透层的分采，减少层间干扰；平面上综合考虑与注采系统调整、加密调整相结合进行原井网的补充加密，缩小注采井距[6-8]。通过层系井网优化调整实现层系清晰、井距合理、井网独立的目的[6-7]。

3.2开发层系细分重组方式

一套层系内水驱开发效果主要受渗透率变异系数影响，层系内变异系数越大，开发效果越差。渗透率变异系数每增加0.1，采收率相应下降0.7%左右。杏北开发区属于多层非均质砂岩油田，当渗透率变异系数小于0.8时，更有利于提高水驱采收率。结合区块储层发育特点及油层性质差异，将三类油层进一步划分为A、B 2类：A类为油层平均渗透率在100×10-3μm2以上，主体薄层砂与非主体薄层砂钻遇率大于40%，平均单井有效厚度在0.4m以上的层，另外，考虑到三类油层三次采油，将具备三次采油潜力的SⅡ11-16和SⅢ9-11整体放在A类中；其他层划分为B类。根据该分类标准，为缩短开发井段长度，纵向上形成了萨尔图A类(SA)、萨尔图B类(SB)和PⅠ4及以下葡萄花A类(PA)、葡萄花B类(PB)4套开发层系，由于PⅠ4及以下分成A、B 2套层系开发，每套层系组合发育厚度较小，单井产量难以保证。因此，根据开发需要，将这4套层系进一步组合为SA、SB和PⅠ4及以下三套开发层系。经过开发层系的细分、重组，开发井段均控制在150m以内，2类油层内渗透率变异系数均控制在0.8左右。

3.3不同层系合理注采井距研究

表1 各套开发层系不同注采井距砂岩水驱控制程度预测表

在油层分类的基础上，利用数值模拟技术对不同注采井距条件下各套层系的水驱控制程度变化情况进行了预测。与井距250m相比，SA和PA层系注采井距缩小到200m时的水驱控制程度分别提高6.89%和12.28%；SB和PB层系注采井距缩小到150m时，水驱控制程度分别提高12.92%和12.31%，水驱控制程度提高幅度比较理想(见表1)。因此，SA层系合理的注采井距为200m左右，SB层系为150m左右，PⅠ4及以下层系考虑到B类油层表外储层十分发育，平面砂体分布零散，采用过小井距也较难得到有效动用，反而会导致A类油层含水上升速度过快，因此，认为该套层系的合理注采井距在200m以下，且井距不宜过小。

3.4井网部署方式

1)加密补充调整的原则 一是立足现井网，充分利用现有井网和地面地下各种设备，减少资源浪费，提高资源设备利用率；二是原开采下部葡、高层系的井网可用作萨尔图层系的开发，而原开采萨尔图层系的井网不用作葡高层系的开发；三是尽量用原基础和一次井开采油层性质相对较好的储层，用二、三次加密井开采油层性质相对较差的储层，以减少封堵、补孔等措施工作量和措施工作难度；四是部署加密井时，新布油井尽量远离同层系水井，采用原井网分流线布井，以保证新井投产后含水保持较低水平。

2)井位优化设计 利用基础井、SⅡ层系和SⅢ及以下层系一次加密井共同组成200m井距五点法面积井网开采萨尔图好层(见图1)。在二次加密井分流线上布油井，采用排间错开125m，原250m二次加密井网排间加一排油井，原井网油井全部转注，重新构成195m的五点法面积井网进行PⅠ4及下油层开采(见图2)。利用原250m的三次加密井网，原井网排间加两排油井、一排水井，原油井全部转注，构成145m的五点法面积井网开发萨尔图差层(见图3)。共设计加密补充新井323口，转注51口，转抽1口，老井网利用151口。

图1 萨尔图好层井网 图2 PⅠ4及以下油层井 图3 萨尔图差层井网

4 层系井网调整开发效果预测

对区块进行层系井网综合调整后的水驱控制程度和提高采收率情况进行了数值模拟，调整方案实施后，萨尔图好层砂岩水驱控制程度可提高8.8%，萨尔图差层砂岩水驱控制程度可提高15.3%，PⅠ4及以下油层砂岩水驱控制程度可提高7.4%，且各套开发层系的多向连通比例均得到大幅度提高。新增三类油层可采储量70.48×104t，开发效果可得到明显改善。

5 结 语

杏北开发区经过40多年的水驱开发历程，从基础井网到三次加密井网，井网部署方式从行列布井逐步转为五点法面积布井，注采井距从600m逐步缩小到141m；开采对象从一类油层及有效厚度≥2.0m的厚油层过渡到薄差油层，这是一个井网形式趋于完善，开发对象愈加精细，开发水平逐步提高的过程。但随着油田进入特高含水期开发阶段，新的问题日益涌现，水驱深入挖潜难度日益加大，仅依靠常规增产措施已难以明显改善开发效果。因此，必须转换思想，按照细划开发层系、缩小注采井距的整体调整思路，开展层系井网优化调整技术研究，探索进一步缓解层系井网矛盾和最大程度提高采收率的新技术和新方法。

[1]张英志.萨北开发区特高含水期层系井网演化趋势研究[J].大庆石油地质与开发，2006，25(S1)：4-7.

[2]刘春发.砂岩油田开发成功实践[M].北京:石油工业出版社，1996.

[3]方艳君，刘端奇，王天智，等.喇萨杏油田注采适应性评价及调整方式研究[J].大庆石油地质与开发，2007，26(3)：72-75.

[4]李洁，张善言.喇萨杏油田特高含水期油层分类[J].大庆石油地质与开发，2007，26(6)：86-90.

[5]徐正顺，王凤兰，张善言，等.喇萨杏油田特高含水期开发调整技术[J].大庆石油地质与开发，2009，28(5)：76-82.

[6]闫丽萍.大庆油田北二东区块层系重组调整方式[J].大庆石油地质与开发，2013，32(1)：101-104.

[7]孙国.胜坨油田特高含水期井网重组技术优化研究[J].油气地质与采收率，2006(3)：44-46.

[8]涂彬，魏俊之.油气田开发井网研究综述[J].大庆石油地质与开发，2002，21(6)：22-25.

2013-01-24

中国石油天然气股份有限公司重大技术专项(DQP-2011-YC-KY-011)。

王卫学(1978-)，男，工程师，现主要从事油藏开发方面的研究工作。

TE324

A

1673-1409(2013)10-0119-04

[编辑] 洪云飞