層系重組和井網重構提高開發效果可行性研究

陳一鶴 （中國石油勘探開發研究院,北京 100083;中國石油大學（北京）石油工程學院,北京 102249)

1 Z-K1區塊地質及生產情況現狀

Z-K1區塊為兩條北-東走向正斷層所夾持的地壘式長軸背斜，地層厚度為600-1500m，多旋回沉積。在縱向上劃分為6個油組：Z-0、Z-I、Z-II、Z-III、Z-IV、Z-V,其中Z-IV、Z-V為主力含油層段。Z-V油組發育充分，河道連片性及砂體連通性很好；Z-IV油組河道規模相對較窄，砂體連通性稍差。該區塊砂體相互切割疊置，多數油層呈大面積連通，主要受構造和巖性控制。

Z-K1區塊從1999年開始進入合注合采、局部加密、產量遞減、含水上升的開發階段。從2005年開始，改變了開發方式，采用規模動用Z-IV油組，控水穩油的開發策略。目前，Z-K1區塊平均采油速度為0.6%，采出程度為27.89%，綜合含水93%，已整體進入“雙高”開采階段。目前，該區塊開發過程中存在的最主要問題是：1.注采層系不清晰，部分井網層系欠完善2.部分井區注采井數比不合理；3.部分井區水井過密；4.部分井區處于天然能量開采狀態；5.部分井區沒有井控制。

2 層系重組方案研究

由于該區塊長井段合采合注，致使層間矛盾日益突出，動用程度降低，分層系開發是減緩層間矛盾的有效手段。根據ZK1區塊開發層系的現狀和長井段合注合采前后動用程度、水驅采收率的變化等方面，認為該油藏有必要進行層系重組，原因如下：a）通過非主力層獨立開發層系可行性評價，發現該區塊動用程度差的單砂體綜合含水較低，其儲量占總儲量的11.2%。但非主力層大部分單砂體分散，重疊面積小，整體儲量豐度低,且不在一個層段，實施難度大。局部具有鉆加密井的條件，但是整體開發難度大、成本高。因此，非主力層不具備劃分獨立一套層系的條件，應立足于依靠主力層系的開發井網[1]；b）通過不同開發層系開發效果分析研究后，發現該區塊多吸水的層多產液，少吸水的層少產液，不吸水的層不產液；各斷塊各層段之間動用程度差異大，適合分層系開發；c）通過隔層分析結果發現，Z-K1各斷塊不同開發層系之間具有比較穩定的泥巖隔層，適合進行開發層系的重組；d）剩余資源量分析，剩余資源量充足，剩余油含量豐富、地質儲量高，適合進行層系重組調整；e）剩余可動油儲量下限計算結果，見下表1。經過綜上因素考慮最終確定層系重組方案如下表2。

3 井網重構方案研究

3.1 合理井網密度研究

進行井網重構時，需要充分考慮合理的井網密度，要分別計算最優井網密度、極限井網密度、合理井網密度，才能最終確定最適合本區塊的合理井網密度。根據交匯法和單井產油量經濟界限法兩種方法進行計算得到結果如下表3。根據結果分析該區塊6個斷塊均有加密調整的潛力，但具體的加密井數和加密方案需根據剩余油潛力和單井井況分析等實際情況進一步確定。

3.2 合理井網形式和注水方式的選擇

由于Z-K1區塊斷塊面積小，形狀不規則，為了更好的控制地質儲量，不可能形成規則的開發井網，該區塊擬采用三角形的井網、點狀面積注水。這種方式有較強的適應性和靈活性，可以使油井多面受效，保持注采平衡。同時，三角形的井網更容易形成比較完善的注采系統，注水波及系數較高。通過油藏數值模擬，針對該區塊可能采用的幾種井型進行了擬合分析，如下圖1，可以發現大斜度井由于考慮了單砂體井網完善性和剩余油分布，開發效果明顯好于直井。水平井初期日產油量較高，但累積產油量明顯低于直井，含水上升也較快，效果不理想。因此，該區塊的擬打新井應以大斜度井和直井為主[2]。

表1 剩余可動油儲量下限

表2 最終層系調整方案

表3 合理井網密度計算結果表

表4 不同開發方案數值模擬結果表

Z 1266-86 Z 12881212 Z I V，V 1-4 Z V 5-13 Z I V，V 1-4 Z V 5-13

圖1 數值模擬選擇井型示意圖

針對本區塊實際，結合井網部署方法，按照以下原則進行調整：1）對高含水低能的井轉注；2）帶病生產及停產無法修復的生產井，利用側鉆井進行挖潛；3）對未射孔或升級油層進行補孔；4）在剩余油相對富集，飽和度較高、少井的區域，部署新油井，新油井以大斜度井和直井為主；5）注采井數比低于1：2的井區，適當增加注水井點；6）針對存在優勢滲流通道的井組，及主力油砂體水淹嚴重、剩余油高度分散的井組，在井網完善的基礎上開展深部調驅；7）無法修復且沒有利用價值的井永久棄置；套損套變井問題部位以上暫無認識的，實施封層暫閉。

4 層系重組和井網重構有效性論證

為了論證此次層系調整和井網重構的有效性，以Z1281斷塊為例建立了方案論證模型，研究了不同層系組合、不同開發方式和不同井距、井型對開發效果的影響。選擇有代表性的主力斷塊Z1281建立論證模型；平面網格步長：30×30米；網格數：35*46*42=67620個網格；包含地質儲量676.96萬噸，占全區的1/3；油井48口，水井29口。利用數值模擬方法論證了以目前開采方式開發的基礎方案、提液生產方案以及升高地層壓力開采方案對開發效果的影響，并分析了提液和升壓對最終采收率、采油速度和單井產量遞減率等的影響。從提高最終采收率來看，單純提液會加大層間矛盾，最終采收率比基礎方案略差；但提液可以緩解產量遞減，初期采油速度較高，且提液幅度越大初期單井產量遞減也越快，提液50%的方案產量遞減相對較慢；升壓可以避免局部脫氣現象，有利于提液；但由于增加注水量引起含水上升速度過快，開發效果較差。利用數值模擬方法論證了按目前生產方式、合注合采、按不同含水組合層系、不同采出程度組合層系以及按層段組合層系等開發方式對開發效果的影響，優選了合理的層系組合方式，具體模擬結果見表4。從提高采收率幅度以及初期采油速度等指標來看，按層段組合開發層系優于其他方案，在工藝上具備可行性[3]。

接著，再利用數值模擬方法論證了按層段組合層系開發方式下采取深部調驅、封堵高含水層、新井先射低含水層、后射高含水層等措施的開發效果，最終認為多種方式組合運用時油藏采收率最高，具體結果參見表5。按層段組合開發層系，且封堵高含水層、新井分批次射孔、深部調驅，采收率提高5.54%，新井平均單井增加可采儲量8771噸。

表5 不同開發方案數值模擬結果表

5 結語

5.1 Z-K1油藏經過近30年的開發，存在著層間矛盾加劇、平面矛盾突出、注采層系不清晰等諸多問題，有必要進注采結構和開發層系劃分調整。

5.2 通過對單砂體的動用狀況、水淹狀況及剩余油潛力分析，剩余油主要集中在主力層，應立足主力層的挖潛。

5.3 Z-K1區塊長時間合注合采導致目前層間矛盾較突出，分層系開發是提高油藏開發效果的有效手段。通過油藏工程和數值模擬分析論證后，按層段進行層系組合的開發方式效果較理想。

[1]姜振海.特高含水期水驅油藏井網調整效果研究[J].科學技術與工程，2011，11(9)：2087-2089.

[2]陳馨，蘇崇華，劉雙琪.綜合利用動靜態資料研究剩余油分布規律[J].石油鉆采工藝，2007，29(6)：45-47.

[3]陳一鶴，葉繼根，周瑩，等.大港油田高含水油藏聚合物驅開發技術[J].石油鉆采工藝，2015，37(3)：98-102.