特高含水期井網重組方法研究

侯書揚，刁望慶，張 揆，伊 莎 （中石油大慶油田有限責任公司第二采油廠，黑龍江 大慶163414）

薩南開發區水驅開發歷經基礎井網和以細化開采對象為主的三次加密調整，各區塊層系、井網都得到進一步優化，但從當前開發階段來看，部分井網、層系已滿足不了當前精細開發的需求，個別區塊、層系注采適應性差，多向水驅控制程度低，平面、縱向上開采不均衡，導致區塊產量遞減及含水上升速度快，局部區域、層段剩余油富集，因此，需探索研究進一步優化井網、層系調整的方法，最大限度挖掘剩余油潛力。

1 剖析現狀，落實潛力，明確挖潛方向

在當前開發階段，各區塊井網、層系注采不適應主要體現在2個方面：①縱向上開采井段長、層系劃分粗、動用狀況不均衡，主要體現在個別層系剩余油富集及部分薄差油層動用差；②平面上注采井距大，難以建立有效驅動壓力體系，注采不完善，水驅控制程度低［1］，主要體現在局部區域剩余油富集及剩余油局部零散井點。薩南開發區按照剩余油類型及規模，具體來說可概括為以下4個方面：

1.1 現井網條件下控制不住的層段

依據井網適應性評價，尋找現井網條件下動用狀況差的層段，落實各類油層剩余油潛力。

1）A區SⅡ7－12層段潛力 A區SⅡ7－12層 （SⅡ指薩爾圖油層Ⅱ油組）僅基礎井網開采，注采井距大且河道多呈枝坨狀、條帶狀分布，平面上相變頻繁，窄小河道砂體水驅控制程度低，油層動用效果差。A區SⅡ7－12油層采出程度僅29.9%，剩余儲量比例仍然較大，層段水淹狀況基本以中、低、未水淹。

2）B區PⅠ5－7層段潛力 B區PⅠ5－7層 （PⅠ指葡萄花油層Ⅰ油組）于1964年采用行列井網投入開發，2排水井夾3排采油井，注采井距大，未進行加密調整。各沉積單元發育主河道3～4條，河道砂體窄，呈條帶狀、枝狀和坨狀分布，鉆遇率較低在12.5%～23.1%之間。根據對新認識的斷層、砂體、注采狀況等動靜結合綜合分析和多學科油藏研究，B區PⅠ5－7層剩余油呈大面積分布［2］，層段采出程度在29.3%～38.4%之間，含油飽和度在45.2%～55.4%之間，因此層段潛力較大。

1.2 現井網控制不住的局部剩余油富集區

在井網層系適應性較好地區，受構造及油層非均質性影響，局部存在剩余油富集區。

1）C區潛力 C區綜合含水93.51%，采出程度只有39.96%，采油速度0.54%，與純油區對比含水高0.95%，采出程度低17.71%，進一步提高C區采收率成為亟待解決的問題。在精細儲層認識的基礎上，應用多學科、井壁取芯、水淹層解釋等資料，綜合分析C區剩余油分布狀況及成因。剩余油分布：三、四條帶和西部過渡帶中部地區剩余油成片分布；一、二條帶和其他地區剩余油成零散分布，剩余油類型以注采不完善型為主。

2）B區斷塊局部剩余油富集區潛力 西部斷塊區斷層發育，井震聯合構造再認識后，區域內斷層由54條增加到118條，斷塊區油層連通狀況極差，局部地區形成了多個封閉和半封閉斷塊，局部區域形成了因有采無注、無注無采或斷層遮擋而形成的大片剩余油富集區［3］。

1.3 現井網條件下注采不完善的油層

依據井網適應性評價，尋找注采不完善的井網，落實剩余油潛力及分布規律。

1）B區東部高臺子油層潛力 針對B區東部高臺子油層油水井數比高，注水井吸水能力差，水驅控制程度低，含水上升及產量遞減速度快的實際，通過吸水剖面、密閉取心、多學科油藏研究［4］及綜合分析等手段，進一步落實了高臺子油層剩余油潛力。剩余油平面分布零散。主要以注采不完善和吸水差為主。統計58個單砂層，剩余油井點數在40%以上的有16個，占27.59%，剩余油井點數主要在20%～39%之間，占48.28%。剩余油縱向上分布不集中。剩余油在各油層組、各砂巖組均有分布，其中高Ⅰ、高Ⅱ組剩余油厚度較大，平均單井剩余油有效厚度2.0m，占全井厚度的15.27%。

2）A區二次加密井網潛力 A區二次加密采用反九點面積井網布井方式，開采對象以薄差油層為主，射孔井段長，油水井數比高，多向水驅控制程度低。根據儲層精細解剖［5］、注采適應性分析，三類油層主要以注采不完善、原井網動用差為主。

1.4 縱向上動用差的薄差油層

部分加密調整井網開采層位為薩、葡、高合采，縱向上開采跨度大，部分井網平均層段跨度達到200米左右，層間矛盾突出，薄差油層動用狀況差。統計杏一區26口注水井吸水剖面資料，有效厚度0.2～0.4m油層和表外儲層吸水砂巖厚度比例僅為68.98%和58.77%。

2 井網層系優化調整，開發效果持續改善

以構建新的地下認識體系為基礎，以完善單砂體注采系統為核心，打破現有的井網層系限制，平面上綜合利用各套井網，縮小注采井距，縱向上細劃開發層系，減小層間干擾，單元上完善砂體注采關系，建立有效驅動體系［6］。

2.1 實施井網重構，挖掘富集層段剩余油潛力

1）開展D區SⅡ7－12層井網重構現場試驗 SⅡ7－12層為基礎井網開采對象，細分沉積微相后，發現窄小河道砂體水驅控制程度只有60.94%，注采適應性較差。通過薩差層系一次加密井補孔，與基礎井網共同形成250m左右規則反九點法注水方式［7］，水驅控制程度提高到91.92%，采收率提高1.19%。共實施注水井補孔23口，采油井補孔54口。實施后，基礎井網開發效果明顯改善，2007年當年自然遞減率4.07%，同期減緩3.18%，目前仍保持在6%以內。補孔采油井平均單井日增油7.7t，截至目前已累積增油22.6×104t。2008年以來在南五－八區逐區推廣，預計二類油層調整潛力井145口。增加可采儲量98.6×104t。

2）開展B區西部PⅠ5－7層綜合挖潛現場試驗 針對PⅠ5－7層僅基礎行列井網開采，注采井距大、采出程度低的實際，開展PⅠ5－7層綜合挖潛現場試驗。試驗區位于B區西部，北起F區4排，南至B區1排，開發面積1.47km2，PⅠ5－7層地質儲量94.63×104t，共有油水井165口。根據剩余油成因及類型制定了綜合挖潛模式：利用一次加密葡差層系補孔，構成注采井距250m左右的四點法面積井網進行挖潛［8］。設計油水井補孔13口，其中注水井補孔4口，采油井9口。單井補開砂巖厚度9.1m，有效厚度5.4m。截至目前，已實施采油井補孔3口，補開砂巖厚度9.3m，有效厚度3.7m，補孔前后對比，日產液增加48t，日產油增加14.4t，綜合含水下降6.4%。

2.2 實施井網綜合利用，挖掘富集區剩余油潛力

1）開展C區井網綜合利用 針對C區剩余油分布特征，分條帶治理。成片分布的剩余油，采用加密調整與老井綜合利用相結合的做法［9］，實施面積27.2km2，新鉆井201口，增加可采儲量87.24×104t。零散分布剩余油，采取層系井網綜合利用的方法，推廣面積51.6km2，新鉆井198口，老井利用242口，增加可采儲量245.41×104t。例如G區綜合治理區塊，一、二條帶以挖潛剩余油為主，三、四條帶以完善注采關系為主，充分利用現井網，采用三角形中心布井，新老井結合完善注采關系。注水井投注44口，采油井投產43口，老井利用開井29口。治理后，區塊開發效果明顯改善，截至目前已累積增加產油8.38×104t，采油速度由0.17%增加到0.36%，老井含水由治理前的93.58%穩定到目前93.46%。2008年逐步推廣到過渡帶300、350m地區。

2）開展B區西綜合治理挖潛研究 根據三維地震構造解釋成果，結合開采薩、葡差油層注采關系分析，在斷層邊部存在剩余油富集區，主要存在3種可動油類型：在斷塊封閉區有采無注型；斷層邊部有采無注型；緩注井區注采不完善型。根據上述剩余油成因類型，制定3種挖潛對策：注采不完善潛力區采油井轉注；有采無注型區域增布補充井；斷塊封閉區井網重組、油水井對應補孔。共設計采油井轉注16口，補充設計調整油水井27口，油水井補孔34口。實施油井補孔5口，補開砂巖厚度15.4m，有效厚度7.0m，補孔前后對比，日產液增加135t，日產油增加19.6t，綜合含水下降1.78%。

2.3 實施注采系統調整，挖掘注采不完善剩余油潛力

1）開展B區東部高臺子油層注采關系優化現場試驗 為改善高臺子油層開發效果，進一步提高區塊采收率，在南二區東部開展現場試驗，探索優化高臺子油層注采系統的方法。高臺子油層剩余油以局部注采不完善和吸水差為主，是區塊進一步優化調整的主要對象。根據剩余油成因及類型制定挖潛模式，主要以完善注采關系為主，提高多向水驅控制程度，將高臺子油層基礎井網注水井排兩側的采油井井排隔井轉注，形成250m五點法面積井網。同時2套井網綜合利用，與一次加密采油井相互射孔，相互補充，進一步完善單砂體注采關系。設計采油井轉注11口，采油井補孔21口，預計增加可采儲量2.64×104t，提高區塊采收率0.88%。未來幾年，將全面開展高臺子油層注采關系優化調整，完善單砂體注采關系，預計南二、三區可實施采油井轉注133口，油水井補孔241口，增加可采儲量31.92×104t。

2）開展A區二次加密注采系統調整 2006年以來，先后開展了J區二次加密注采系統調整工作，共實施采油井轉注27口，采油井補孔15口，注水井補孔14口。實施后，增加可采儲量6.48×104t。K區二次加密調整后，油水井數比由2.30降為1.84。轉注井區多向水驅控制程度分別提高了27.27%和35.29%。當年井區自然遞減率減緩2.76%。在轉注的基礎上，采油井補孔7口，補孔后平均單井日增液27t，日增油4.7t，含水下降9.6%。

2.4 實施層系重組，挖掘薄差油層剩余油潛力

開展L區井網重構現場試驗。主要依靠現井網補孔和封堵，將5套井網1套層系重組為4套井網3套層系，實現由井網加密向層系細分的轉變。共實施油水井補孔44口，其中注水井補孔17口，采油井補孔27口。實施后水驅控制程度提高11.15%，2年已累計增油2.9×104t，采油速度增幅達65.74%，油層動用厚度比例提高15.1%，2011年自然遞減率同比減緩7.20%。預計采收率提高3%，可采儲量增加37.3×104t。

3 幾點認識

（1）油田進入高含水開發后期，針對剩余油分布零散、挖潛難度大的實際，以地質再認識為基礎，剖析開發現狀，可進一步落實儲量潛力，為綜合挖潛指明方向。

（2）平面上綜合利用各套井網，縮小注采井距，縱向上細劃開發層系，減小層間干擾，單元上完善砂體注采關系，建立有效驅動體系，可有效改善特高含水期水驅開發效果。

（3）層系井網優化調整，為特高含水期水驅調整提供了新的模式，為尋找接替潛力指出新的方向。

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