喇薩哈油田層系井網重組方式研究

王賀軍 (大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712)

喇薩哈油田層系井網重組方式研究

王賀軍 (大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712)

喇薩杏油田在層系井網重組過程中，應用多學科油藏研究和層系井網優化技術，確定了分類油層層系井網調整的技術經濟界限，形成“層系細分、井網獨立、井距優化、匹配調整”的層系井網重組方式。2008年以來在多個區塊開展不同形式的層系井網重組試驗，實施后改善了區塊開發效果、水驅采收率得到提高，為特高含水期砂巖油田的層系井網重組提供了借鑒。

喇薩杏油田；特高含水期；層系井網；重組

喇薩杏油田是大慶油田的主體油田，為大型陸相淺水湖盆河流三角洲沉積體系，發育有薩、葡、高3套油層，41個砂巖組，136個小層，油層多，非均質性嚴重，層間、平面及層內矛盾非常突出。自1960年投入開發以來陸續開展了以層系細分為主的一次加密調整，以薄差油層井網加密為主的二次加密調整，以挖掘零散剩余油為主的三次加密調整，以聚合物驅為主體的三次采油調整，經歷了多次布井、多次調整的開發過程，井網密度達到40～100口/km2。目前，喇薩杏油田綜合含水達到92.75%，已進入特高含水期開采階段，多套層系井網交錯、多種驅替方式并存、剩余油高度分散、儲采失衡等困難成為此階段需要進一步解決的問題。

1 喇薩杏油田層系井網面臨的主要問題

1.1水驅層系井網交叉、連通關系復雜

喇薩杏油田在開發調整過程中，每次開發調整層系雖有不同，但是經過基礎井網及一次、二次和三次加密調整，開采層系交錯，造成同一層段內有多套井網開發，如薩中開發區和杏北、杏南開發區一般有4套水驅井網開采層系交叉，如杏樹崗A區，4套井網均開采薩葡油層。同時，為達到產能設計要求，進一步完善注采關系，各套層系井網均射開了調整對象以外的部分油層，造成井網間射孔對象相互交叉(見表1)。實施情況導致了井網間連通關系復雜，一口注水井與多套層系的多口采油井相連通，一口采油井也有多套層系多口注水井為其注水，為動態分析、跟蹤調整帶來難度，進入特高含水期后這種矛盾更加突出。

表1 喇薩杏油田典型區塊層系井網射孔情況

1.2加密調整井射孔井段長，調整對象分散，層間干擾嚴重

喇薩杏油田逐次加密后調整對象變差，一次加密調整時以滲透率(100～300)×10-3μm2的中低滲透層為主，二次加密調整時以滲透率100×10-3μm2以下的薄差油層為主,三次加密時以滲透率20×10-3μm2左右的表外儲層為主，特別是二、三次加密井，射開單層厚度小，一般射開有效厚度10m以下，分布在100～300m左右的層段上，調整對象十分分散。如薩爾圖A區二次加密井射開砂巖的有效厚度分別為26.4、8.1m，射孔層分布在薩Ⅰ-高Ⅰ組油層214m的井段內(見表1)。

2 確定層系井網調整框架和模式

喇薩杏油田特高含水期層系井網優化調整，遵循“層系細分、井網獨立、井距優化、匹配調整”的方式，以油層分類為指導細化層系，由按開發對象性質組合層系、大段合采轉變為細化層段后分對象細分調整。

2.1一類油層

以泛濫平原相、分流平原相河道砂體沉積為主，河道砂鉆遇率在60%以上，喇薩杏油田主要是葡Ⅰ組油層，目前已經全面進行聚合物驅開采，并經陸續進入后續水驅階段。聚驅后中強水洗厚度比例為82.9%，縱向上各類水洗級別交互分布，主要是層內矛盾, 具體表現是聚驅后低效無效循環嚴重。調整對策如下：在搞清剩余油分布特征的基礎上，通過局部剩余油富集部位打水平井和分流線加密等井網重構方式，與注入劑優化相結合挖潛。

2.2二類油層

以三角洲內前緣相水下分流河道砂體沉積為主，河道砂鉆遇率在20%～60%之間，主要分布在薩Ⅱ、薩Ⅲ、葡Ⅱ油層組，與一類油層相比，油層平面、層間矛盾更加突出。這類油層中、弱水洗及未水洗厚度比例達87.1%，主要問題是多元驅共存、平面和層間非均質嚴重。調整對策如下：新鉆125～175m三次采油井網逐段開采，提高中、弱水洗段的驅油效率和未水洗段的波及體積，現有水井井網中對二類油層三采層位實施相應的封堵。

2.3三類油層

以三角洲外前緣相席狀砂體沉積為主，主要分布在薩Ⅰ組、高臺子油層，該類油層具有層數多、單層厚度小、滲透率低的特點，其主要問題是由于砂體規模小，導致單砂體水驅控制程度只有60%～80%，單砂體完善程度低，水驅挖潛效率低。調整對策如下：按照三次加密與三次采油相結合方式部署新井網，將現有水驅井網逐步轉為三類油層開發井。

針對各類油層剩余油特點，考慮后期挖潛需要，初步形成一類油層三次采油井網、新鉆二類油層三次采油井網、現水驅井網考慮三類油層三次采油的層系井網整體框架(見圖1)。

圖1 喇薩杏油田分類油層層系井網調整框架示意圖

3 現場試驗

薩爾圖B區位于薩爾圖油田北部，發育薩Ⅰ～高Ⅲ共8套油層，34個砂巖組，110個沉積單元，砂巖厚度128.6m，有效厚度56.7m。該區作為大慶油田最早進行加密調整的區塊，在調整初期取得了較好的開發效果，但隨著油田開發的不斷深入，進入特高含水階段后，逐漸暴露出以下問題：基礎井網部分井被葡一組聚驅井網利用，局部地區注采系統不完善；一次加密、二次加密井層系跨度大，井段長，層間矛盾突出，薄差層動用差；高 Ⅰ 10層系及以下油層物性差，注采井距大；井網間開采層位交錯，注采關系復雜；油水井數比偏高，井網控制程度低。在相同的含水條件下，開發效果明顯低于其他純油區區塊。

3.1確定層系井網重組的技術經濟界限

分類油層層系井網調整的技術經濟界限，包括不同油層的滲透率級差界限、各類油層注采井距界限和層系組合厚度界限。

1)層段內滲透率級差界限 層系重組時嚴格控制層段內滲透率級差在3左右。

2)各類油層注采井距界限 各類油層采用適當的注采井距，油層滲透率小于100×10-3μm2時，合理注采井距應在150m左右，油層滲透率大于200×10-3μm2時，合理注采井距應在250m左右。

3)層系組合厚度界限 采用經濟效益分析方法，確定北二東示范區在油價40美元/t、內部收益率為12%。250m注采井距下，二、三類油層合理層系組合厚度界限分別為4.89m和6.22m；175m注采井距下，二、三類油層合理層系組合厚度界限分別為9.97m和12.69m。

3.2層系井網重組方式

圖2 薩爾圖B區層系調整示意圖

鉆補充井，完善薩爾圖基礎井網，具體措施如下：①在考慮后期三次采油規劃井網的前提下，細分開發層系，縮小井段。原薩葡高Ⅰ二次加密井網縮小井段，轉為單獨開采薩爾圖的二次加密井網；原薩葡高一次加密井網縮小井段，轉為單獨開采葡Ⅱ～高Ⅰ9層系井網(見圖2)。②局部加密，縮小注采井距。對發育較差的高Ⅰ10～高Ⅲ層系縮小開采井距，由250m反九點井網加密調整至175m五點法井網。③對反九點面積井網進行注采系統調整，部分油井轉注完善注采系統。

3.3實施效果

試驗區調整后細分重組為4套獨立層系井網開采，部署井位104口，其中新鉆井28口，轉注28口，封堵、拔堵、補孔等措施工作量88井次。通過實施層系井網重組改善了試驗區開發效果，初步實現了增油降水的調整目標。調整后層間差異明顯縮小，平均單井射孔井段由163m縮短到93m，井網控制程度提高5.3%，其中多向連通比例提高幅度較大，提高25.6%。28口新井于2010年7月投產，新鉆井初期平均單井日產油3.3t/d，調整后年減緩自然遞減2%～3%，預計提高水驅采收率2.27%。

4 結 論

1)喇薩杏油田目前水驅層系井網交錯復雜，各類油層動用狀況仍然存在差異，具有進一步調整挖潛的余地。

2)層系井網重組調整是一項系統工程，要在油田層系井網調整總體框架的指導下進行。喇薩杏油田進行的層系井網重組試驗，統籌考慮了水驅與三次采油層系、井網間的銜接，在充分考慮后期三次采油規劃井網和層系組合的前提下，對目前水驅井進行層系井網重組。

3)在特高含水期通過細分層系、縮小井距、完善井網的層系井網重組調整，可以進一步改善區塊開發效果，起到提高油層動用程度、控制區塊產量遞減、提高水驅采收率的作用。

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[編輯] 李啟棟

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.04.025

TE324

A

1673-1409(2012)04-N075-03

2012-02-14

王賀軍(1980-)，男， 2002年大學畢業，碩士，工程師，現主要從事油田開發方面的研究工作。