高尚堡油田二次開發中注采井網的重組調整——以高5斷塊為例

盧家亭，黃玉池，喬石石，楊 燕，楊競旭

(1.中國石油冀東油田公司勘探開發研究院，河北唐山 063004;2.中國石油冀東油田公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063004)

高尚堡油田二次開發中注采井網的重組調整
——以高5斷塊為例

盧家亭1，黃玉池1，喬石石1，楊 燕2，楊競旭1

(1.中國石油冀東油田公司勘探開發研究院，河北唐山 063004;2.中國石油冀東油田公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063004)

針對高尚堡油田高5斷塊油藏開發效果差的問題，在精細三維地質建模和數值模擬的基礎上對高5斷塊剩余油分布進行分類，并根據剩余油不同分布特點，依據二次開發理論，對高5斷塊井網進行優化，開發層系進行重組調整。二次開發后大幅度提高了水驅控制程度和動用程度，水驅采收率由原來的20%提高到24%。

高尚堡油田;高5斷塊油;剩余油分布;網優化;層系優化

高尚堡油田位于渤海灣含油氣盆地北部黃驊坳陷南堡凹陷北部高尚堡構造帶，高5斷塊位于高尚堡油田內部高北斷層上升盤，為兩條斷層所夾持的反向屋脊斷塊，斷塊內部無斷層，構造相對整裝。主力含油層為下第三系沙河街組沙三2+3亞段Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ油組，儲層以扇三角洲水下分流河道砂體為主，為中低孔、中低滲儲層，油藏類型為層狀斷塊構造巖性油藏。具有埋藏深(3 100～3 700 m)、含油井段長(300～700 m)、油層層數多、油水關系復雜、儲層非均質強的特點。含油面積2.38 km2，地質儲量422.92×104t。高5斷塊經過二十多年的注水開發，目前面臨的問題主要表現在:長井段合注合采、層間矛盾突出;井網不完善、水驅儲量控制程度和動用程度較低，含水上升快，標定采收率低。為改善高5斷塊的開發效果，探尋復雜斷塊多層砂巖、油砂體小的油藏提高采收率的技術對策，以二次開發理論為指導［1］，針對上述情況以提高水驅波及體積為重點，開展井網層系重組，提高密井網水驅儲量控制程度和動用程度，從而提高采收率，實現油田高效開發的目的。本文從剩余油成因分析入手，重點對注采井網重新組合與調整進行探討。

1 剩余油主要成因

油田進入高含水開發階段以后，由于儲集層非均質性造成仍有30%～70%甚至更多的石油在地下得不到動用或者動用程度差成為剩余油。為了經濟有效地、最大限度地挖掘剩余油，首先要對剩余油的成因進行分析，找到油藏剩余油分布位置及富集程度，然后才能對油藏進行合理有效地開發，因此油田開發的過程就是認識剩余油、合理開發剩余油的過程。

高5斷塊密閉取心井巖心核磁共振成像結果表明，在相同驅替壓力梯度下，低孔、低滲類油層整體動用程度較差，不論是高孔、高滲還是低孔、低滲類油層，剩余油中的50%以上分布在小孔隙中。小孔包圍大孔形成孤島狀、斑塊狀剩余油，大孔包圍小孔形成細小的網格狀、連片狀剩余油，較均勻的孔隙網絡中剩余油為環狀、拉長狀等［2］。剩余油形成“總體上高度分散，局部相對富集”的分布格局［3］。

在精細油藏描述基礎上的地質建模、數值模擬是研究油藏剩余油分布、預測油藏后期開發效果重要的手段。在高5斷塊剩余油分布研究過程中，采用精細三維地震技術、高精度動態監測技術、精細油藏描述技術和儲層結構精細刻畫技術重新認識儲層和油層，在此基礎上用petrel軟件建立精細三維地質模型，并把該成果應用到由eclipse軟件建立的高5斷塊三維兩相黑油模型中，進行油藏數值模擬。從得到的剩余油飽和度分布圖看，高5斷塊剩余油主要分布在沿斷層方向形成的條帶狀油區、注水井間及注水井與邊水間形成的通道式存油區、基本未動用或動用程度差的含油區，還有由于注采不完善所形成的剩余油。根據以上分布特點可把高5斷塊剩余油分為4類:注采不完善型、井網控制不住型、滯留區型和層間干擾型。其中注采不完善型和井網控制不住型的剩余油占全部剩余油儲量的33.5%，而層間干擾和滯留區型的剩余油儲量則占整個剩余油儲量的66.5%。

2 注采井網重新組合調整

2.1 開發井網優化

注采不完善型和井網控制不住型的剩余油是由于砂體面積比較小造成的。多數油砂體寬度在200～300 m，或呈透鏡狀，目前的井距在220～290 m，明顯偏大，為達到對儲量的有效控制，必須縮小井距，通過井網加密完善注采井網，增加水驅控制儲量，提高采收率。

2.1.1 注采井距的確定

根據高5斷塊地質特點和開發狀況，采用水驅控制法、最優與極限井網密度法等方法對高5斷塊的合理井網密度進行論證和分析。

根據水驅控制程度法高5斷塊油砂體寬度約150～500 m，以條帶狀為主，砂體平均寬度為256 m，油層鉆遇率20.5%，若提高連通率，井距取砂體寬度一半(80～250 m)。圖1為井網密度與水驅控制程度關系。若達到70%水驅控制程度，對應井距為150 m左右。

從經濟角度上說，一定儲量規模的非均質油藏其井網密度與油田最終利潤的變化趨勢是隨著井網密度的增加，油田的總利潤也逐步增加，當達到一個最大值后，總利潤開始逐漸減小，隨著井網密度的急劇增加反而沒有利潤，這個最大值對應的井網密度即為最優井網密度，而利潤為零的井網密度為極限井網密度。應用謝爾卡喬夫采收率與井網密度公式，并結合投入產出關系式［4］，可以計算出在油價50美元/桶情況下，最優井網密度為18.4口/km2，相應最優井距為233 m;極限井網密度為42口/km2，相應極限井距為154 m，因此高5斷塊的合理井距應該在154～233 m。

綜合以上兩種方法，高5斷塊合理井距確定為150～200 m。

2.1.2 注采井數比與注采比的確定

1)注采井數比的確定 根據物質平衡原理，經推導后得出計算合理注采井數比的公式為

式中:R—注采井數比;IPR0—合理注采比;B0—地層原油體積系數;fw—含水率;Iw—油藏吸水指數，m3/(d·MPa);Jl—油藏采液指數，t/(d·MPa)。

根據高5斷塊油藏無因次采油、采液指數與含水率的關系(圖2)，在含水率達到80%以上，油藏無因次采液指數迅速上升，這為加大油井排液量提供了依據，同時要求注水井能夠提供足夠的液量。

通過計算，高5斷塊在中高含水階段合理的注采井數比為1∶1.4～1.8。

2)注采比的確定 經驗表明地層存水量(即累積注水量減去累積產水量)與累積產油量關系曲線是一條相關程度很好的直線，其數學關系式為

式中:∑Qiw—累積注水量，104m3;∑Qw—累積產水量，104m3;b—常數;∑Qo— 累積產油量，104t;C—每采1 t油的存水量，m3/t。

根據上式對實際生產數據進行回歸處理，得到高5斷塊的合理注采比為1.0。從典型井組不同注采比的模擬表明，注采比偏高，含水上升速度加快，影響最終采出程度。因此對于高5斷塊這樣非均質性很強的儲層，必須做好注采調控工作，過分提高注采比只會加劇層間矛盾。

2.2 開發層系優化

解決層間干擾型和滯留區型的剩余油的辦法就是確定合理的開發層系，然后對層系進行細分，改變長期以來的長井段采油和籠統注水的狀況，進行小井段采油，對水井進行適當分注，變點強面弱為點弱面強，提高動用程度。層系優化組合主要針對高5斷塊油藏的已動用地質儲量。

2.2.1 生產井段長度的確定

根據開發層系內分采分注工藝配套措施的需要，一般要求開發層系的生產井段長度盡量小。另外，如果生產井段長度過長，注水開發過程中，頂底層的重力差大，導致小層間地層壓力差異大，層間干擾加大，不利于注水開發。由高5斷塊歷年產液剖面和吸水剖面資料統計結果看，生產井段長度小于150 m時，油層動用程度隨井段縮短提高速度變快(圖3);注水井段長度小于170 m時，水驅動用程度隨井段縮短提高速度變快(圖4)。因此合理的生產井段長度應控制在150 m以內。

2.2.2 生產厚度與層數的確定

高5斷塊采油指數與生產厚度、層數的關系見圖5和圖6。油井生產能力隨生產厚度和層數的增加而降低，說明生產厚度越大、層數越多，層間干擾越嚴重，油層動用程度越低。當生產厚度小于15 m，生產層數小于7層，采油指數提高速度隨厚度變小、層數變少而加快。

從高5斷塊吸水剖面統計數據(圖7、圖8)可以看出，隨射開厚度和層數的增加，水驅動用程度降低。當射開厚度小于25 m，射開層數小于10層，水驅動用程度提高速度隨厚度變小、層數變少而加快。

根據以上分析，考慮油井一定的產能需求，高5斷塊合理的生產厚度應為12～15 m，生產層數控制在5～7層。

2.2.3 開發層系內的滲透率級差的確定

開發層系內儲層非均質性是造成層間矛盾的主要因素，原因在于儲層物性不同，其微觀滲流特征不同，因此，劃分開發層系的關鍵要考慮層間非均質性，使一套開發層系內主力小層的儲層物性接近，最大限度地減緩層間干擾。從高5斷塊注水井水驅動用程度與滲透率級差關系圖(圖9)可以看出，隨著滲透率級差的增大，水驅動用程度迅速下降，滲透率級差控制在5以內，水驅動用程度隨級差變小提高速度變快。

通過以上分析，結合高5斷塊油藏實際特點，為保證油井具有一定的生產能力，一套開發層段生產井段控制在150 m以內，滲透率級差控制在5以內，主力油層厚度在12～15 m，主力油層層數控制在7層左右，油層動用程度大于60%。

3 井網重新優化組合調整效果

根據井網層系調整思路，在剩余油研究的基礎上編制了高5斷塊二次開發方案，共部署新鉆井19口，其中16口油井，3口水井;老井25口，其中油井13口，水井8口，老井轉注4口。二次開發后水驅控制程度和動用程度分別為83.3%和42.6%，較二次開發前分別提高了27.9和10.2個百分點。注采井數比由原來的1∶1.82提高到1∶1.67，提高了雙向和多向見效率，局部點狀注水、點狀采油的現象得到改善。產油量由二次開發前45.6 t/d升高到137.4 t/d，綜合含水則由二次開發前88.59%降為59.47%，水驅采收率由20%提高到24%。

4 結論

1)通過二次開發過程中注采井網的重組與調整，提高了高5斷塊水驅采收率，明顯改善了高含水期油藏開發效果，是中后期油藏開發的有益嘗試。

2)通過優化高5斷塊井網井距、合理劃分開發井段及調整完善注采對應關系，減小了儲層層間矛盾和平面矛盾，最大限度地提高潛力層控制程度和動用程度;通過提高注采井數比，可以改變液流方向、增加油井多向見效率，緩解了平面矛盾，從而達到提高注水波及體積系數與水驅采收率的目的。

［1］ 胡文瑞.論老油田實施二次開發工程的必要性與可行性［J］.石油勘探與開發，2008，35(1):1－5.

［2］ 袁向春，楊風波.高含水期注采井網的重組調整［J］.石油勘探與開發，2003，30(5):94－96.

［3］ 韓大匡.關于高含水油田二次開發理念、對策和技術路線的探討［J］.石油勘探與開發，2010，37(5):583－591.

［4］ 柳金旺，馬紹仁，張金.復雜斷塊油田優化井網密度研究［J］.斷塊油氣田，2001，8(1):27－29.

Restructuring and Adjustment of Flooding Well Network in Reservoir Redevelopment—Gao5 Block Reservoir

LU Jia-ting1，HUANG Yu-chi1，QIAO Shi-shi1，YANG Yan2，YANG Jing-xu1
(1.Exploration＆ Development Research Institute，Jidong Oilfield，Tangshan 063000，Hebei，China;2.Drilling＆ Production Technology Research Institute，Jidong Oilfield，Tangshan 063000，Hebei，China)

After thirty years of development there are many problems in Gao5 Block Reservoir of Gaoshangpu oilfield reservoir.Under the fine three-dimensional geology model and numerical simulation，remaining oil satruation distribution of Gao 5 Block is divided into four types:type injection imperfect，uncontrollable well network，retention area and layertype interference.According to the different distribution of remaining oil and redevelopment theory，well network was optimized，and system layer was restructured and adjusted in Gao5 Block.After the redevelopment，waterflood control degree and waterflood use degree were substantially increased.Water flooding recovery ratio rose from 20%to 24%，and good development results were achieved.

Gaoshangpu oilfield;Gao5 Block Reservoir;distribution of remaining oil;maximization of network;maximization of layer system restructuring

TE34

B

1008-9446(2012)01-0001-05

2011-09-21

盧家亭(1976－)，男，河南省扶溝縣人，中國石油冀東油田公司勘探開發研究院陸地開發室工程師，碩士，主要從事油藏工程及數值模擬工作。