規(guī)則井網(wǎng)油藏特高含水后期流線調(diào)整優(yōu)化研究

劉海成（中國石化股份勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257000）

規(guī)則井網(wǎng)油藏特高含水后期流線調(diào)整優(yōu)化研究

劉海成（中國石化股份勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257000）

孤東油田八區(qū)館5-6油藏層間矛盾突出，井網(wǎng)形式長期固定，低油價形勢下，依靠新井投入的整體調(diào)整方式，經(jīng)濟效益差。針對單元層間、平面面臨的主要矛盾，結合剩余油分布特征認識，考慮利用老井抽稀井網(wǎng)分層系開發(fā)以及油水井別轉(zhuǎn)換來大角度轉(zhuǎn)變注采流線，提高非主流線潛力區(qū)域剩余油動用程度，結合斷層、擴大區(qū)邊部局部高效井網(wǎng)完善，增加新的流線方向，挖潛井間及斷層附近剩余油，提高水驅(qū)程度，改善開發(fā)效果，此研究有效指導了同類油藏開發(fā)調(diào)整。

特高含水后期；規(guī)則井網(wǎng)；流線調(diào)整

近年來孤東油田在多個單元開展變流線調(diào)整先導試驗，取得了較好的效果，前人對變流線調(diào)整的方式進行了研究，佟穎對特高含水后期井網(wǎng)調(diào)整方式進行了研究，指出該階段通過水井抽稀、油井局部加密的方式進行井網(wǎng)調(diào)整是可行的[1]。高聚同對多層油藏細分層系變流線調(diào)整方案進行了研究[2]。本文基于孤東八區(qū)Ng5-6化學驅(qū)調(diào)整前期井網(wǎng)變流線調(diào)整前期研究，對低油價形勢下，如何充分利用老井轉(zhuǎn)流線、如何大角度轉(zhuǎn)流線挖潛非主流線剩余油開展了優(yōu)化研究。

1 油藏基本特征

孤東八區(qū)位于孤東油田南部，孤東披覆背斜翼部。是由四條斷層控制的自然封閉區(qū)塊。2016年6月在單元北部鼻狀構造高部位部分井組作為二元驅(qū)試驗區(qū)實施化學驅(qū)，二元試注井區(qū)采出程度高于水驅(qū)和單元整體，效果好，下一步推廣至全區(qū)。

孤東八區(qū)Ng5-6單元擴大區(qū)目的層為52+3-62，其中Ng5層系52+3、54、55三個層含油面積2.4km2，地質(zhì)儲量615×104t。Ng6層系61、62兩個小層擴大區(qū)含油面積1.1Km2，地質(zhì)儲量103.4× 104t。Ng52+3屬于曲流河沉積，54-62屬于辮狀河沉積，層內(nèi)以正韻律為主，隔層發(fā)育，隔層厚度一般在3-7m之間。

單元1987年投入開發(fā)，初期采用反九點井網(wǎng)注水開發(fā)，1992采用行列式井網(wǎng)注聚開發(fā)，2002年1月轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)開發(fā)，2012年在單元北部區(qū)域?qū)嵤┝硕獜秃向?qū)。此次研究區(qū)為南邊擴大區(qū)，目前擴大區(qū)開油井50口，平均單井日油1.5t/d，綜合含水97.7%，采出程度39.3%。

2 主要矛盾及剩余油分布特征

2.1 層間矛盾突出，干擾嚴重

對單元注采井進行分類統(tǒng)計，合采合注井的采液強度和注水強度低于單采單注井。單采的油井平均采液強度和注水強度分別為13.4 m3/(m·d)，和34.2 m3/(m·d)，合采油井平均采液強度及注水強度分別為8.7 m3/(m·d)和12.1m3/(m·d)。

飽和度監(jiān)測顯示主力層含油飽和度相對較低（37.9%-38.1%）；非主力層相對較高（44.9%-46.8%），層間差異較大。

2.2 井網(wǎng)多年不變，流線長期固定

單元1992年注聚開發(fā)以來一直采用212m×106m正對行列式井網(wǎng)生產(chǎn)。井網(wǎng)多年未做整體調(diào)整，流線長期保持相對固定。

2009年以來新井飽和度測井資料表明油水井間及不完善井區(qū)、砂體邊部、分流線剩余油飽和度高（40%-50%），主流線剩余油飽和度低（30.4%）。

3 變流線調(diào)整技術研究

為了研究變流調(diào)整方式，設計了四套井網(wǎng)調(diào)整方案，其中方案一為基礎完善方案，完善目前的212*106m的正對行列井網(wǎng)，方案二為加密井網(wǎng)方案，水井排間鉆新油井，形成106× 106m交錯行列井網(wǎng)，加密后流線轉(zhuǎn)變27°，方案三、四為抽稀井網(wǎng)、細分層系方案，方案三抽稀細分為52+3、54-62兩套212*212m交錯行列式井網(wǎng)，調(diào)整后流線轉(zhuǎn)變27°，方案四在抽稀細分為兩套212*212m正對行列井網(wǎng)的基礎上，通過水井隔一轉(zhuǎn)抽、油井隔一轉(zhuǎn)注，實現(xiàn)流線轉(zhuǎn)變90°。

對比不同方案，方案二新井及轉(zhuǎn)注工作量大，且未有效解決層系矛盾，方案三隨減緩了層間矛盾，單流線轉(zhuǎn)變角度小，抽稀后的井網(wǎng)為有效動用油井間、水井間剩余油。方案四隨老井工作量大，且油水井別轉(zhuǎn)換初期產(chǎn)量受到一定影響，但調(diào)整后流線轉(zhuǎn)變角度大，為90°，充分動用分流線剩余油；老井利用率較高，15年末增加采出程度2.5%，高于其他兩套方案。通過優(yōu)化新井及措施工作量投入，方案四平衡油價降低至60美元，且方案四的產(chǎn)出投入比最高，達到4.39，具有較好的經(jīng)濟效益。

在井網(wǎng)整體流線調(diào)整的基礎上，結合斷層、擴大區(qū)邊部局部高效井網(wǎng)完善，增加新的流線方向，挖潛井間及斷層附近剩余油，提高水驅(qū)程度。

4 結語

（1）充分利用老井，降低投資費用，從而大幅降低平衡油價。相比方案一，方案三降低投資10745萬元，平衡油價降至60美元。

（2）大角度轉(zhuǎn)變流線，有利于抑制優(yōu)勢流線方向，挖潛非主流線剩余油，改善開發(fā)效果。

（3）在試注區(qū)邊部及斷層邊部優(yōu)化部署少量新井，有利于提高水驅(qū)控制程度，提高注水利用率，水井轉(zhuǎn)抽優(yōu)選累積注水量小的井，以降低轉(zhuǎn)抽風險。

[1]高聚同.孤東二區(qū)Ng5細分變流線井網(wǎng)調(diào)整技術研究[J].西南石油大學學報（自然科學版），2015,37(3):122-128.

[2]佟穎.孤東七區(qū)中后續(xù)水驅(qū)井網(wǎng)調(diào)整方式研究[J].長江大學學報（自然科學版），2008，5(4)：167-169.

劉海成（1986-）男，漢，江蘇鹽城人，工程師，主要從事油田開發(fā)研究工作。