薩北油田北二東層系重組技術經濟界限研究

摘要：隨著薩北油田進入特高含水期，為使該區域水驅能達到更好的開發效果，利用數值模擬研究成果，以提高最終采收率為前提，研究得出不同油層的技術經濟界限，為進一步拓寬特高含水期穩油控水挖潛思路，為改善北二東的開發效果奠定了基礎。

關鍵詞：注采井距，滲透率級差，可調厚度

技術經濟界限研究是高含水后期進行層系重組的重要依據，本次研究應用概念模型和實際區塊模擬，進行數值模擬研究，得出不同油層的滲透率組合、滲透率級差、各類油層開采的注采井距等技術界限。另外，應用盈虧平衡原理，研究不同油價下，薩北油田北二東層系重組的水驅層系組合的厚度等技術政策界限。

1、不同類型油層注采井距與采收率關系界限研究

為了明確各類油層在理想情況下的開采情況，建立了與之相對應的理想模型。理想模型的滲透率、厚度、孔隙度、含水飽和度都取各層的平均值，實際模型中采取的相滲曲線是以含水飽和度來分類的。

1、1滲透率小于50md與大于80md油層開采狀況存在較大差異

針對不同類型油層設計注采井距為150m的五點法面積井網，從滲透率30md到500md油層的時間與采出程度曲線看，滲透率80md以上油層，在開采時間15年左右時，可達到最終采收率，而且曲線形態非常相似。但是對于滲透率分別是40md和50md的油層，要開采時間25年左右時，可達到最終采收率；對于滲透率30md的油層，開采時間延長到40年左右時，才能達到最終采收率。可見，采用相同井網，對于滲透率低于50md油層，要通過延長開采時間才能取得較好的開發效果。

1、2滲透率100md以下油層注采井距應在150 m以內

針對滲透率低于100md的油層，分別設計注采井距為100m、125m、150m、175mm、200m、250m和300m的五點法面積井網，通過研究可得出滲透率30md的油層，在注采井距為100m時，開采23年，達到最大采收率34.83%；在注采井距125m左右時，開采32年時，可達到最高采收率35.14%，注采井距在150m時，開采50年，達到最大采收率38.2%；而大于175m～250m井距的最終采收率為28.6%～33.88%，且都需要開采50年才達到最大采收率。研究得出對于滲透率50md油層注采井距應為150m以內，可以達到最大采收率35.96%，開采年限均在30年以內；如果注采井距超過150m，達到最終采收率的時間將會很長，但是若注采井距超過175m，將無法達到最終采收率。因此，滲透率100md以內的油層注采井距應在150 m以內。

1、3滲透率100md以上油層注采井井距應在200m－250m

針對滲透率大于100md的油層，分別設計注采井距為100m、125m、150m、175mm、200m、250m和500m的五點法面積井網，研究得出滲透率100md的油層，井距越小，所達到的采收率越低；當注采井距在200m時，開采31年達到最大采收率37.3%，而井距增大，將不能達到最終采收率；同樣研究得出當滲透率為300md時，采用250m注采井距，在開采40年左右時，能達到最終采收率，如果井距進一步增大，開采后期采出程度提高幅度反而減小，因此，對于滲透率100md以上油層注采井距應在200m－250m。

綜上所述，當油層的滲透率小于100md時，注采井距應控制在150m以內，滲透率大于100md的油層，注采井距應控制在200～250m左右。

2、不同滲透率級差組合界限

滲透率級差是描述油層非均質性的重要參數，依據北二東油層情況，將所有小層及韻律層按照滲透率大小排序，以代表低滲透油層的滲透率為基礎，按照滲透率遞增順序組合，每一種組合相對應的滲透率級差。選取級差為1、1.6、2.5、3、4、6、8、10，共設計8種組合方式，在保持井網、采液強度、生產壓差等開采方式及條件不變的情況下，計算不同滲透率級差條件下的開發指標，對比開發效果。計算8種組合方式下含水與采出程度關系、累計水油比與采出程度關系。從含水與采出程度關系曲線看，滲透率級差越大，開發效果越差，并且在級差2.5-4出現明顯的分界，級差在2.5以下時開發效果明顯好于級差在4以上的組合方式。由不同級差下的注水倍數、累積水油比對比曲線分析，相同采出程度下，滲透率級差越大，注水倍數越高在注水體積倍數1.5時，在級差時2的采出程度時35.98%，在級差是4時采出程度是34.82%，且不同滲透率級差條件下，相同采出程度下，級差越大，開采時間越長，同時級差3以內曲線形態基本一致。

因此，重組后每套井網滲透率級差越小，開發效果越好，滲透率級差最好控制在3左右。

3、不同類型油層層系重組厚度界限

國內外油田開發調整實踐證明，對于非均質嚴重的油藏井網密度是水驅采收率的重要影響因素。井網加密對改善油田開發效果、提高采收率起到重要作用。但是，研究表明多數油田在井網密度達到60口/km2后，采收率隨井網密度增加的幅度已經很小，因此，對于喇薩杏油田這樣非均質油田來說，井網密度控制在60口/km2以下，油田加密調整的效果比較好。

表1油價40美元/桶、北二東水驅分類油層組合厚度下限

注采井距

（m）08%12%

二類三類二類三類二類三類

12515.4419.6518.3223.3119.5424.87

15010.7213.6412.7216.1913.5717.27

1757.8810.029.3511.899.9712.69

2503.864.914.585.834.896.22

3002.683.413.184.053.394.32

目前北二東井網密度在60口/km2以下，從整個區塊及水驅層系上看，還具有進一步利用鉆新井進行層系重組調整余地。根據北二東油層性質的不同，把砂體發育較好的主力油層劃分為一類油層（如葡I2），把其他油層中砂體發育較好的劃歸為二類油層 (如薩Ⅱ11+12)，砂體發育較差的劃歸為三類油層。

從目前北二東開發調整狀況看，今后水驅調整對象主要是二類油層及三類油層。考慮不同油價、內部收益率下，平均單井累積產量及表外情況下，在油價40美元/桶時，不同注采井距條件下，二、三類油層水驅可調厚度下限差異較大，注采井距為250m、內部收益率為0時，二類新鉆井極限可調厚度下限為3.86m；三類油層新鉆井極限可調厚度下限為4.91m。內部收益率為8％時，二類油層新鉆井極限可調厚度下限為4.58m；三類油層新鉆井極限可調厚度下限為5.83m。內部收益率為12％時，二類新鉆井極限可調厚度下限為4.89m；三類油層新鉆井極限可調厚度下限為6.22m（表1）。

4、結論

（1）當油層的滲透率小于100md時，注采井距應控制在150m以內，滲透率大于100md的油層，注采井距應控制在200～250m左右。

（2）重組后每套井網滲透率級差越小，開發效果越好，滲透率級差最好控制在3左右。

（3）考慮表外情況，不同注采井距條件下，二、三類油層水驅可調厚度下限差異較大，注采井距為250m、內部收益率分別為0、8％、12％時，二類油層新鉆井極限可調厚度下限分別為3.86m、4.58m、4.89m；三類油層新鉆井極限可調厚度下限分別為4.91m、5.83m、6.22m。

參考文獻

[1]熊鈺，盧智慧，李玉林等．高含水期油田油井合采技術界限研究[J]．特種油氣藏，2010，17（1）：61-63，67．

[2]賈建明．胡7南嚴重非均質油藏層系優化重組技術經濟界限研究[D]．西南石油學院，2005.

作者簡介：

韓學彬，男，1973年2月出生。現在大慶油田有限責任公司采油三廠地質大隊，助理工程師，從事油田開發布井方案調整工作。