堡子灣耿43井區(qū)長(zhǎng)4+5段開(kāi)發(fā)調(diào)整方案設(shè)計(jì)及優(yōu)選

聶海峰，董立全，董 偉，謝 爽，譚 蓓

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司超低滲研究中心；3.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院）

堡子灣耿43井區(qū)長(zhǎng)4+5段開(kāi)發(fā)調(diào)整方案設(shè)計(jì)及優(yōu)選

聶海峰1，董立全2，董 偉1，謝 爽1，譚 蓓3

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司超低滲研究中心；3.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院）

堡子灣耿43井區(qū)長(zhǎng)4+5段油藏在開(kāi)發(fā)過(guò)程中存在部分油井產(chǎn)能下降較快、水淹嚴(yán)重、注采井網(wǎng)不完善和局部無(wú)井網(wǎng)控制等問(wèn)題。為了有效控制產(chǎn)能下降，完善注采井網(wǎng)，通過(guò)對(duì)本區(qū)塊的動(dòng)態(tài)分析及數(shù)值模擬研究，得出綜合治理對(duì)象是剩余油富集區(qū)和層系。因此對(duì)開(kāi)發(fā)層系、井網(wǎng)分布、加密新井等作出了相應(yīng)調(diào)整，并提出了最優(yōu)方案：對(duì)位于各層可動(dòng)剩余儲(chǔ)量較高、油層有效厚度較厚的部位的部分井進(jìn)行補(bǔ)孔和堵孔；轉(zhuǎn)注低產(chǎn)高含水油井；在剩余油密集區(qū)鉆探加密井。對(duì)方案效果進(jìn)行了預(yù)測(cè)，結(jié)果表明，在最優(yōu)方案下預(yù)測(cè)產(chǎn)油量顯著上升。

超低滲透油藏；數(shù)值模擬；開(kāi)發(fā)調(diào)整；加密井網(wǎng)；堡子灣地區(qū)

0 引言

隨著以中、高滲透層為主的老油田逐漸進(jìn)入中、高含水期開(kāi)采以來(lái)，我國(guó)對(duì)超低滲透油藏的投入逐漸增大，那么，如何實(shí)現(xiàn)超低滲儲(chǔ)層的有效開(kāi)發(fā)成了擺在石油工作者面前的重大課題。超低滲透油藏是指油層平均滲透率為0.1～1 mD的油藏，隨著開(kāi)發(fā)程度的不斷深入，這類(lèi)油藏逐漸成為鄂爾多斯盆地油田穩(wěn)產(chǎn)接替的主要資源，它主要分布在鄂爾多斯盆地東北及西南兩大區(qū)域，油藏儲(chǔ)層非常致密，束縛水飽和度很高，以細(xì)砂巖、粉細(xì)砂巖為主，物性差[1-7］。

堡子灣耿43井區(qū)長(zhǎng)4+5段油藏位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中西部、天環(huán)坳陷及西緣逆沖帶中部[8］，油藏平均孔隙度為9.34%，平均滲透率為0.28 mD，原始含水飽和度為47.62%，原始地層壓力為16.61MPa，屬超低滲透油藏。該油藏可劃分為長(zhǎng)4+511、長(zhǎng)4+512、長(zhǎng)4+521和長(zhǎng)4+522這4個(gè)油層組，其中長(zhǎng)4+522油層組的長(zhǎng)4+522-2、長(zhǎng)4+522-3這2個(gè)小層為主力油層。該區(qū)自2005年開(kāi)采至今，主要存在以下問(wèn)題：①油井產(chǎn)量遞減速度快；②注水井注水壓力增高，吸水能力降低；③未建立有效驅(qū)替系統(tǒng)，壓力傳導(dǎo)慢，水井憋壓嚴(yán)重。在對(duì)油藏進(jìn)行開(kāi)發(fā)調(diào)整方案設(shè)計(jì)之前，開(kāi)展了動(dòng)態(tài)分析、數(shù)值模擬研究，發(fā)現(xiàn)部分油井產(chǎn)能下降快、地下剩余油分布變化大等問(wèn)題，為解決這一問(wèn)題，筆者對(duì)剩余油富集區(qū)進(jìn)行了井網(wǎng)調(diào)整及加密新井等措施，得出最優(yōu)調(diào)整方案，并對(duì)方案效果進(jìn)行了預(yù)測(cè)。

1 綜合治理原則

耿43井區(qū)長(zhǎng)4+5段油層經(jīng)過(guò)多年的開(kāi)發(fā)，井?dāng)?shù)較多，但是注采井網(wǎng)不完善，部分地區(qū)地層滲透率較低，注水見(jiàn)效差，地下剩余油分布變化較大。通過(guò)動(dòng)態(tài)分析，該油層目前存在部分油井產(chǎn)能下降較快、水淹嚴(yán)重、注采井網(wǎng)不完善和局部無(wú)井網(wǎng)控制等問(wèn)題。數(shù)值模擬研究結(jié)果表明：①長(zhǎng)4+522-2和長(zhǎng)4+522-3小層剩余油富集程度高；②平面上剩余油主要分布在物性相對(duì)較差的區(qū)域，由于油井套破或高含水關(guān)井造成的井網(wǎng)不完善區(qū)也有部分剩余油富集；③微構(gòu)造起伏的高部位為剩余油的富集區(qū)[9-10］。本次提出的綜合治理對(duì)象是剩余油富集區(qū)和層系，并對(duì)開(kāi)發(fā)層系、井網(wǎng)布署、加密新井等作出相應(yīng)調(diào)整，提出高效調(diào)整措施。

治理從2個(gè)方面著手：一是在平面上鉆新井和加密井網(wǎng)，從平面上解決井網(wǎng)控制程度差的問(wèn)題；二是在縱向上完善注水、采油井的射孔層位，解決縱向上有注無(wú)采或有采無(wú)注的問(wèn)題。其基本原則為：①在平面上完善井網(wǎng)，力爭(zhēng)開(kāi)發(fā)未動(dòng)用儲(chǔ)量；②建立完善的注采系統(tǒng)，提高水驅(qū)控制及水驅(qū)動(dòng)用程度；③對(duì)井網(wǎng)相對(duì)密集區(qū)實(shí)施注采結(jié)構(gòu)調(diào)整。

1.1 調(diào)層方案

通過(guò)對(duì)模擬區(qū)可動(dòng)剩余儲(chǔ)量分布、有效厚度分布以及滲透率分布的研究，將各層可動(dòng)剩余儲(chǔ)量較高、油層有效厚度較厚的部位進(jìn)行篩選，對(duì)11口油井（包括目前生產(chǎn)的和已關(guān)閉的生產(chǎn)井）進(jìn)行了補(bǔ)孔和堵孔作業(yè)。

調(diào)整措施分為補(bǔ)層和補(bǔ)層加堵層2種，其中補(bǔ)層加堵層為通過(guò)下分隔器封堵高含水層位，補(bǔ)射剩余油量豐度相對(duì)較高的層位，從而達(dá)到穩(wěn)油控水的目的。

1.2 油井轉(zhuǎn)注方案

前的開(kāi)發(fā)井網(wǎng)進(jìn)行油井堵孔和補(bǔ)孔、低產(chǎn)高含水的油井轉(zhuǎn)注方案設(shè)計(jì)，可以有效開(kāi)發(fā)動(dòng)用剩余儲(chǔ)量較大的儲(chǔ)層，完善注采井網(wǎng)，有效保持地層壓力，提高注水開(kāi)發(fā)效果。在以上方案設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)上，模擬計(jì)算從目前至20年后得到的井區(qū)動(dòng)態(tài)開(kāi)發(fā)曲線(xiàn)與維持現(xiàn)狀的動(dòng)態(tài)開(kāi)發(fā)曲線(xiàn)進(jìn)行對(duì)比（圖2），圖2左和圖2右分別顯示為時(shí)間與產(chǎn)油量、時(shí)間與含水率的關(guān)系圖，橫坐標(biāo)為時(shí)間，以年為單位。由調(diào)整后開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)可以看出，實(shí)施油井調(diào)層和低產(chǎn)高含水井轉(zhuǎn)注后，油田的產(chǎn)油量有了較大幅度的上升，初期日產(chǎn)油增加20 t左右，同時(shí)含水有了一定程度的下降。可見(jiàn)，在調(diào)層方案基礎(chǔ)上，將已經(jīng)關(guān)閉的油井和正在生產(chǎn)的高含水井實(shí)施轉(zhuǎn)注，能有效維持地層壓力和生產(chǎn)壓差，實(shí)現(xiàn)了將地層內(nèi)的剩余油有效驅(qū)替到生產(chǎn)井內(nèi)的目的。

圖1為在數(shù)值模擬得到的剩余油飽和度分布圖上作出的轉(zhuǎn)注井井位選擇示意圖。根據(jù)圖中剩余油分布規(guī)律，將剩余油富集區(qū)域邊緣處的極高含水率井、日產(chǎn)油量低的井，以及由于以上2個(gè)原因已經(jīng)關(guān)閉的生產(chǎn)井（圖中藍(lán)色圓環(huán)處）進(jìn)行轉(zhuǎn)注，使其建立有效的注采壓力驅(qū)替系統(tǒng)，進(jìn)而開(kāi)采地層內(nèi)的剩余油。

在數(shù)值模擬得到的剩余油飽和度分布上，對(duì)目

圖1 轉(zhuǎn)注井井位選擇示意圖Fig.1 The sketch map showing the select of conversion well location

圖2 耿43井區(qū)調(diào)整方案與未調(diào)整方案產(chǎn)油量（左）與含水率（右）變化曲線(xiàn)Fig.2 The variation curves of oil production （left） and water cut（right） before and after adjustment in Geng 43 well field

1.3 加密方案

根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，以及剩余油目前的儲(chǔ)量分布，在剩余油富集區(qū)鉆探加密新井，可增大耿43井區(qū)的儲(chǔ)量控制程度，有效提高油井的產(chǎn)能。目前，該區(qū)的剩余油分布主要位于井網(wǎng)不完善的局部剩余油富集區(qū)和井網(wǎng)邊部未控制井區(qū)的剩余油富集區(qū)。在此基礎(chǔ)上，分別設(shè)計(jì)了3個(gè)方案：①加密13口直井生產(chǎn)井；②2口水平井+5口直井注水井；③13口直井生產(chǎn)井+2口直井注水井（圖3）。

圖3 加密井位部署位置分布圖Fig.3 Distribution of the infill wellsite deployment location

目前剩余油分布圖，以及加密井所在位置如圖3所示。從圖中剩余油飽和度分布不難看出，A區(qū)和B區(qū)為剩余油富集區(qū)，故在這2個(gè)區(qū)分別采用9口直井生產(chǎn)井、2口水平井+1口直井注水井、9口直井生產(chǎn)井+2口直井注水井等3種方案進(jìn)行加密，而在原注采井網(wǎng)間局部剩余油富集區(qū)（藍(lán)色小圓環(huán)處）則同時(shí)加密4口直井生產(chǎn)井。加密直井生產(chǎn)井和直井注水井射開(kāi)的層位均為長(zhǎng)4+522-2小層和長(zhǎng)4+522-3小層，水平井射開(kāi)的層位為長(zhǎng)4+522-2小層，水平段長(zhǎng)度為300 m，延伸方向垂直于最大主應(yīng)力方向。

在以上3種不同井網(wǎng)加密方案的基礎(chǔ)上，模擬計(jì)算從目前至20年后得到3種方案下的動(dòng)態(tài)開(kāi)發(fā)曲線(xiàn)如圖4所示（圖4左為日產(chǎn)油隨時(shí)間的變化曲線(xiàn)，圖4右為含水率隨時(shí)間變化曲線(xiàn)）。由圖4可以看出，采用方案3的13口直井生產(chǎn)井+2口直井注水井的加密方式增油效果最好，相比方案2，直井井網(wǎng)更靈活和容易調(diào)整，相比方案1，可以有效地保持地層壓力，增加產(chǎn)油量，故選用方案3作為最優(yōu)的加密方案。

圖4 不同井網(wǎng)加密條件下井區(qū)的日產(chǎn)油（左）及含水率（右）變化曲線(xiàn)Fig.4 The variation curves of daily oil production （left） and water cut（right） under different well pattern infilling

2 最優(yōu)方案預(yù)測(cè)

綜合以上方案設(shè)計(jì)，對(duì)耿43井區(qū)的11口油井進(jìn)行調(diào)層（補(bǔ)孔和堵孔），對(duì)9口低產(chǎn)、高含水油井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，同時(shí)在剩余油富集區(qū)加密13口直井生產(chǎn)井和2口注水井，為耿43井區(qū)長(zhǎng)4+5段最終的優(yōu)選方案。在此優(yōu)化的最優(yōu)方案上模擬預(yù)測(cè)從目前至20年后的開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)指標(biāo)如表1。

表1 耿43井區(qū)長(zhǎng)4+5段推薦方案開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)表Table 1 The development index prediction of recommended program of Chang 4+5 reservoir in Geng 43 well field

3 結(jié)論

（1）針對(duì)耿43井區(qū)油藏目前開(kāi)發(fā)中存在的問(wèn)題，提出了開(kāi)發(fā)最優(yōu)調(diào)整方案：對(duì)11口油井進(jìn)行了補(bǔ)孔和堵孔作業(yè)，實(shí)施油井調(diào)層和9口低產(chǎn)高含水井轉(zhuǎn)注，在目前剩余油富集區(qū)加密13口直井生產(chǎn)井和2口注水井。

（2）在最優(yōu)方案基礎(chǔ)上，通過(guò)數(shù)值模擬，預(yù)測(cè)了目前至20年后的開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)指標(biāo)。在最優(yōu)方案下預(yù)測(cè)了從目前生產(chǎn)至20年后井區(qū)的最終采收率可達(dá)15.1%，累積產(chǎn)油112.41×104t，井區(qū)最終含水率達(dá)59.1%，相對(duì)于未調(diào)整時(shí)的采收率要高出2%～3%，產(chǎn)能顯著提高。

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Development plan adjustment and optimization of Chang 4+5 reservoir in Geng 43 well field in Puziwan area

NIE Hai-feng1， DONG Li-quan2， DONG Wei1， XIE Shuang1， TAN Bei3
（1.College of Energy Resources， Chengdu University of Technology， Chengdu 610059， China；2.Research Center of Ultra-low Permeability， Changqing Oilfield Company， PetroChina， Xi’an 710021， China；3.College of Petroleum Engineering，Yangtze University，Jingzhou 434023，China）

In the development process ofChang4+5 reservoir in Geng43 well field in Puziwan area,there exist many problems such as rapid decline ofdeliverabilityin some wells,serious flooding,imperfect floodingpattern and non-well network control in local.In order tocontrol the production decline effectivelyand improve floodingnetwork,the dynamic analysis and numerical simulation study are carried out,and it is concluded that comprehensive regulated objects are remaining oil enrichment area and layer system.So the relevant adjustments are conducted to development layers and well pattern,and the optimumprogramis put forward:reperforatingand pluggingholes in the areas where has a higher movable remainingreserves or thicker effective paythickness in some wells;convertinglow-yield and high water cut oil wells toinjection wells;drillinginfillers in the remaining oil enrichment area.The forecast result of the program shows that oil recoveryincreases remarkablyunder the optimumprogram.

ultra-lowpermeability reservoir；numerical simulation； development adjustment；infill well pattern；Puziwan area

TE32+3

A

1673-8926（2011）03-0129-04

2010-12-05；

2011-01-20

聶海峰，1985年生，男，成都理工大學(xué)在讀碩士研究生，研究方向?yàn)橛筒毓こ膛c數(shù)值模擬。地址：（610059）四川省成都市成華區(qū)二仙橋東三路1號(hào)成都理工大學(xué)能源學(xué)院419辦公室。E-mail：19829926@qq.com

楊琦）