高尚堡油田二次開發(fā)中注采井網(wǎng)的重組調(diào)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(fā)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(fā)中注采井網(wǎng)的重組調(diào)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(fā)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(fā)效果差的問題，在精細三維地質(zhì)建模和數(shù)值模擬的基礎(chǔ)上對高5斷塊剩余油分布進行分類，并根據(jù)剩余油不同分布特點，依據(jù)二次開發(fā)理論，對高5斷塊井網(wǎng)進行優(yōu)化，開發(fā)層系進行重組調(diào)整。二次開發(fā)后大幅度提高了水驅(qū)控制程度和動用程度，水驅(qū)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(wǎng)優(yōu)化;層系優(yōu)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(gòu)造帶，高5斷塊位于高尚堡油田內(nèi)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(nèi)部無斷層，構(gòu)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(gòu)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(shù)多、油水關(guān)系復(fù)雜、儲層非均質(zhì)強的特點。含油面積2.38 km2，地質(zhì)儲量422.92×104t。高5斷塊經(jīng)過二十多年的注水開發(fā)，目前面臨的問題主要表現(xiàn)在:長井段合注合采、層間矛盾突出;井網(wǎng)不完善、水驅(qū)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(fā)效果，探尋復(fù)雜斷塊多層砂巖、油砂體小的油藏提高采收率的技術(shù)對策，以二次開發(fā)理論為指導(dǎo)［1］，針對上述情況以提高水驅(qū)波及體積為重點，開展井網(wǎng)層系重組，提高密井網(wǎng)水驅(qū)儲量控制程度和動用程度，從而提高采收率，實現(xiàn)油田高效開發(fā)的目的。本文從剩余油成因分析入手，重點對注采井網(wǎng)重新組合與調(diào)整進行探討。

1 剩余油主要成因

油田進入高含水開發(fā)階段以后，由于儲集層非均質(zhì)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(jīng)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(fā)，因此油田開發(fā)的過程就是認識剩余油、合理開發(fā)剩余油的過程。

高5斷塊密閉取心井巖心核磁共振成像結(jié)果表明，在相同驅(qū)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(wǎng)格狀、連片狀剩余油，較均勻的孔隙網(wǎng)絡(luò)中剩余油為環(huán)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(chǔ)上的地質(zhì)建模、數(shù)值模擬是研究油藏剩余油分布、預(yù)測油藏后期開發(fā)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(shù)、高精度動態(tài)監(jiān)測技術(shù)、精細油藏描述技術(shù)和儲層結(jié)構(gòu)精細刻畫技術(shù)重新認識儲層和油層，在此基礎(chǔ)上用petrel軟件建立精細三維地質(zhì)模型，并把該成果應(yīng)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(shù)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(qū)、注水井間及注水井與邊水間形成的通道式存油區(qū)、基本未動用或動用程度差的含油區(qū)，還有由于注采不完善所形成的剩余油。根據(jù)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(wǎng)控制不住型、滯留區(qū)型和層間干擾型。其中注采不完善型和井網(wǎng)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(qū)型的剩余油儲量則占整個剩余油儲量的66.5%。

2 注采井網(wǎng)重新組合調(diào)整

2.1 開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化

注采不完善型和井網(wǎng)控制不住型的剩余油是由于砂體面積比較小造成的。多數(shù)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(wǎng)加密完善注采井網(wǎng)，增加水驅(qū)控制儲量，提高采收率。

2.1.1 注采井距的確定

根據(jù)高5斷塊地質(zhì)特點和開發(fā)狀況，采用水驅(qū)控制法、最優(yōu)與極限井網(wǎng)密度法等方法對高5斷塊的合理井網(wǎng)密度進行論證和分析。

根據(jù)水驅(qū)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(wǎng)密度與水驅(qū)控制程度關(guān)系。若達到70%水驅(qū)控制程度，對應(yīng)井距為150 m左右。

從經(jīng)濟角度上說，一定儲量規(guī)模的非均質(zhì)油藏其井網(wǎng)密度與油田最終利潤的變化趨勢是隨著井網(wǎng)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(wǎng)密度的急劇增加反而沒有利潤，這個最大值對應(yīng)的井網(wǎng)密度即為最優(yōu)井網(wǎng)密度，而利潤為零的井網(wǎng)密度為極限井網(wǎng)密度。應(yīng)用謝爾卡喬夫采收率與井網(wǎng)密度公式，并結(jié)合投入產(chǎn)出關(guān)系式［4］，可以計算出在油價50美元/桶情況下，最優(yōu)井網(wǎng)密度為18.4口/km2，相應(yīng)最優(yōu)井距為233 m;極限井網(wǎng)密度為42口/km2，相應(yīng)極限井距為154 m，因此高5斷塊的合理井距應(yīng)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(shù)比與注采比的確定

1)注采井數(shù)比的確定 根據(jù)物質(zhì)平衡原理，經(jīng)推導(dǎo)后得出計算合理注采井數(shù)比的公式為

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

根據(jù)高5斷塊油藏?zé)o因次采油、采液指數(shù)與含水率的關(guān)系(圖2)，在含水率達到80%以上，油藏?zé)o因次采液指數(shù)迅速上升，這為加大油井排液量提供了依據(jù)，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(shù)比為1∶1.4～1.8。

2)注采比的確定 經(jīng)驗表明地層存水量(即累積注水量減去累積產(chǎn)水量)與累積產(chǎn)油量關(guān)系曲線是一條相關(guān)程度很好的直線，其數(shù)學(xué)關(guān)系式為

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

根據(jù)上式對實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)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(zhì)性很強的儲層，必須做好注采調(diào)控工作，過分提高注采比只會加劇層間矛盾。

2.2 開發(fā)層系優(yōu)化

解決層間干擾型和滯留區(qū)型的剩余油的辦法就是確定合理的開發(fā)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(tǒng)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(yōu)化組合主要針對高5斷塊油藏的已動用地質(zhì)儲量。

2.2.1 生產(chǎn)井段長度的確定

根據(jù)開發(fā)層系內(nèi)分采分注工藝配套措施的需要，一般要求開發(fā)層系的生產(chǎn)井段長度盡量小。另外，如果生產(chǎn)井段長度過長，注水開發(fā)過程中，頂?shù)讓拥闹亓Σ畲?，?dǎo)致小層間地層壓力差異大，層間干擾加大，不利于注水開發(fā)。由高5斷塊歷年產(chǎn)液剖面和吸水剖面資料統(tǒng)計結(jié)果看，生產(chǎn)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(qū)動用程度隨井段縮短提高速度變快(圖4)。因此合理的生產(chǎn)井段長度應(yīng)控制在150 m以內(nèi)。

2.2.2 生產(chǎn)厚度與層數(shù)的確定

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

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

根據(jù)以上分析，考慮油井一定的產(chǎn)能需求，高5斷塊合理的生產(chǎn)厚度應(yīng)為12～15 m，生產(chǎn)層數(shù)控制在5～7層。

2.2.3 開發(fā)層系內(nèi)的滲透率級差的確定

開發(fā)層系內(nèi)儲層非均質(zhì)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(fā)層系的關(guān)鍵要考慮層間非均質(zhì)性，使一套開發(fā)層系內(nèi)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(qū)動用程度與滲透率級差關(guān)系圖(圖9)可以看出，隨著滲透率級差的增大，水驅(qū)動用程度迅速下降，滲透率級差控制在5以內(nèi)，水驅(qū)動用程度隨級差變小提高速度變快。

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

3 井網(wǎng)重新優(yōu)化組合調(diào)整效果

根據(jù)井網(wǎng)層系調(diào)整思路，在剩余油研究的基礎(chǔ)上編制了高5斷塊二次開發(fā)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(zhuǎn)注4口。二次開發(fā)后水驅(qū)控制程度和動用程度分別為83.3%和42.6%，較二次開發(fā)前分別提高了27.9和10.2個百分點。注采井數(shù)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(xiàn)象得到改善。產(chǎn)油量由二次開發(fā)前45.6 t/d升高到137.4 t/d，綜合含水則由二次開發(fā)前88.59%降為59.47%，水驅(qū)采收率由20%提高到24%。

4 結(jié)論

1)通過二次開發(fā)過程中注采井網(wǎng)的重組與調(diào)整，提高了高5斷塊水驅(qū)采收率，明顯改善了高含水期油藏開發(fā)效果，是中后期油藏開發(fā)的有益嘗試。

2)通過優(yōu)化高5斷塊井網(wǎng)井距、合理劃分開發(fā)井段及調(diào)整完善注采對應(yīng)關(guān)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(shù)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(shù)與水驅(qū)采收率的目的。

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

［2］ 袁向春，楊風(fēng)波.高含水期注采井網(wǎng)的重組調(diào)整［J］.石油勘探與開發(fā)，2003，30(5):94－96.

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

［4］ 柳金旺，馬紹仁，張金.復(fù)雜斷塊油田優(yōu)化井網(wǎng)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(fā)研究院陸地開發(fā)室工程師，碩士，主要從事油藏工程及數(shù)值模擬工作。