王 瑤

（大慶油田有限責任公司第一采油廠地質(zhì)大隊，黑龍江大慶163000）

在開采石油的過程中，明確了后期開發(fā)特點后，應(yīng)用重新劃分層系、調(diào)整注水方式、改善注采關(guān)系等技術(shù)措施，使油田開發(fā)后期階段達到最佳的開發(fā)效果。王群[1]通過對靜63-35斷塊結(jié)合地層靜態(tài)研究成果及動態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行優(yōu)選、數(shù)值模擬、油水分布規(guī)律分析及儲量計算，改善油田開發(fā)效果是其最終的目的；劉夢軒等[2?3]根據(jù)目標區(qū)塊的儲層特征、剩余油潛力、油層發(fā)育及井網(wǎng)部署特點，并結(jié)合二類油層三次采油，對該區(qū)塊層系優(yōu)化層系組合及對井網(wǎng)進行優(yōu)化調(diào)整；蘭麗鳳[4]對目標區(qū)塊進行了推導(dǎo)五點法井網(wǎng)技術(shù)極限井距，并給出了求解方法，實現(xiàn)快速求解，建立了目標區(qū)塊層系井網(wǎng)調(diào)整的技術(shù)經(jīng)濟界限；季迎春[5]根據(jù)不同區(qū)域的油層分布情況，采取不同的注采井網(wǎng)調(diào)整方法和儲層改造對策，改善油田開發(fā)效果；張野[6]對目標區(qū)塊制定了各種加密方案，并進行了開發(fā)效果預(yù)測以及評價，優(yōu)選最佳的加密調(diào)整方案；樊兆琪等[7?11]應(yīng)用油藏工程方法提出了低滲透油藏非均質(zhì)儲層注水井偏移的井網(wǎng)調(diào)整的新方法，并利用黑油模型數(shù)值模擬技術(shù)對其進行了評價，進一步改善目標區(qū)塊的注水開發(fā)效果；王瑤等[12?14]針對目標油層存在問題，對該油層層系井網(wǎng)現(xiàn)狀進行研究，針對不同區(qū)塊油層發(fā)育情況，找到相對應(yīng)的滿足現(xiàn)階段高效開發(fā)的層系井網(wǎng)調(diào)整方式，以及適合中長期開發(fā)的層系井網(wǎng)調(diào)整方向，可以有效地解決目前開發(fā)方式下層系井網(wǎng)存在的問題。伍險峰[15]針對目標區(qū)塊，開展精細油藏描述和細分開發(fā)層系工作，取得了顯著成效；朱博敏[16]結(jié)合目標區(qū)塊實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，從工程和經(jīng)濟方面論證了不同井網(wǎng)的技術(shù)經(jīng)濟極限井距，并確定了高含水期油田極限井距的4種計算方法。

1 開發(fā)現(xiàn)狀

北一、二排西部日產(chǎn)液12 737 t，日產(chǎn)油776 t，日注水15 478 m3，綜合含水率93.91%，流壓2.76 MPa，采油速度0.46%。一般來說，水驅(qū)開發(fā)油田一共有5套井網(wǎng)，分別為基礎(chǔ)井網(wǎng)、一次加密井網(wǎng)、二次加密井網(wǎng)、三次加密井網(wǎng)、高臺子井網(wǎng)；聚合物驅(qū)開發(fā)油田一套井網(wǎng)，開采薩Ⅱ10—薩Ⅲ10后續(xù)水驅(qū)，北一、二排西層系井網(wǎng)現(xiàn)狀如表1所示。近幾年，區(qū)塊出現(xiàn)產(chǎn)量下降幅度較大、地層壓力較低、油層動用程度較差等情況，需要調(diào)整研究方法來改善區(qū)塊開發(fā)效果。

表1 北一、二排西層系井網(wǎng)現(xiàn)狀Table 1 The status of well networ k in the west of Bei 1—2 ar ea

北一、二排西部水驅(qū)年產(chǎn)油曲線如圖1所示。由圖1可以看出，2004年至2005年年產(chǎn)油不變，然后逐年下降，至2014年下降至31.7萬t。

圖1 北一、二排西部水驅(qū)年產(chǎn)油Fig.1 Water flooding annual oil production curve in the west of Bei 1—2 ar ea

2 區(qū)塊開發(fā)效果的制約

2.1 對象交叉、井段長、井距不均勻

（1）北一、二排西一次加密井網(wǎng)開采葡二+高臺子油層，高臺子井網(wǎng)開采高臺子油層；該區(qū)塊二次加密井網(wǎng)開采薩+葡二組三類油層，并且三次加密井網(wǎng)也開采薩+葡二組三類油層。由此可見，一次加密井網(wǎng)、高臺子井網(wǎng)、二次加密井網(wǎng)、三次加密井網(wǎng)開采對象交錯嚴重，是造成該目標區(qū)塊的平面矛盾以及層間矛盾的主要原因，北一、二排西部各套井網(wǎng)開發(fā)對象狀況如圖2所示。

（2）從開采井段長度上來看（見表2），除了高臺子井網(wǎng)平均井段長度為85.5 m，其余各套井網(wǎng)的平均井段長度都在140 m以上。根據(jù)以上結(jié)論，影響該油層的動用程度主要原因是過長地開采井段長度。

（3）從注采井距關(guān)系上來看，由于二、三次加密調(diào)整井開采對象交叉嚴重，薩葡油層每個單元的工作井網(wǎng)很不均勻，同一單元上注采井距小的在150 m左右，大的則在400 m以上，差異很大；高臺子油層分為一次加密與高臺子井網(wǎng)同時開采的兩套井網(wǎng)合采區(qū)和一次加密單獨開采的一套區(qū)兩個部分，兩套井網(wǎng)合采區(qū)的井網(wǎng)關(guān)系復(fù)雜，注采關(guān)系很不均勻，而一次加密井距為250 m，單獨開采高臺子油層井距較大。工作井網(wǎng)部分井距較大且不均勻也是導(dǎo)致各油層組控制程度較低、影響油層動用狀況、動用程度較差的主要原因，北一、二排薩葡高井距井網(wǎng)關(guān)系如圖3所示。

2.2 儲量閑置

一類油層聚驅(qū)后的井網(wǎng)被二類油層利用，造成其儲量閑置，北一、二排西部一次上返后原開采層段葡一組油層儲量閑置1 859×104t，影響日產(chǎn)油能力314 t。

圖2 北一、二排西部各套井網(wǎng)開發(fā)對象狀況Fig.2 Spacer well development object state map in the west of Bei 1—2 area

表2 北一、二排西部水驅(qū)井網(wǎng)開發(fā)狀況Table 2 Water drive well network development status table in the west of Bei 1—2 area

圖3 北一、二排薩葡高井距井網(wǎng)關(guān)系Fig.3 Sapugao wells well networ k diagr am in the west of Bei 1—2 ar ea

二類油層第一段聚驅(qū)已結(jié)束，2015年開始陸續(xù)上返開采第二段，按照目前的開發(fā)井網(wǎng)、層系，二次上返后二類油層第一段的儲量也將面臨閑置，屆時北一、二排西部封存的地質(zhì)儲量將達到3 115×104t，影響的日產(chǎn)油能力達到509 t。北一、二排西部儲量封存統(tǒng)計表如表3所示。

表3 北一、二排西部儲量封存統(tǒng)計Table 3 Reserve storage statistics in the west of Bei 1—2 area

從表3可以看出，一類油層日產(chǎn)油比二類油層第一段多119 t，含水率小1.3%，油井少49口，水井少19口，日產(chǎn)液多326 t，平均單井日產(chǎn)油多2.8 t。

2.3 配合三次采油封堵

到目前為止，北一、二排西部開采薩葡三類油層的井網(wǎng)主要有二次加密井網(wǎng)以及三次加密井網(wǎng)，開采對象主要為薩+葡二薄差油層，平均單井開采的有效厚度為7.4 m。在二類油層進行第二段開采后，薩葡三類油層井網(wǎng)將配合封堵薩Ⅱ1-9與薩Ⅱ10-薩Ⅲ10兩個層段，平均單井封堵有效厚度3.2 m，開采對象將僅剩薩一組以及葡二組，水驅(qū)井網(wǎng)開采厚度減少，平均射孔厚度減少40%左右，產(chǎn)量將降低至原來的60%左右。屆時，三類油層井網(wǎng)低效井比例將大幅增加，北一、二排西部三類油層井網(wǎng)射孔情況統(tǒng)計如表4所示。

表4 北一、二排西部三類油層井網(wǎng)射孔情況統(tǒng)計Table 4 Three types of well pattern perforation statistics in the west of Bei 1—2 area

2.4 反九點法面積井網(wǎng)

自2008年至2018年以來，這五套井網(wǎng)的平均地層壓力低于該油層的原始地層壓力1.8～2.2 MPa，可以看出該油層虧空嚴重。一次加密井網(wǎng)、二次加密井網(wǎng)、三次加密井網(wǎng)布井方式都是反九點法面積井網(wǎng)，油井數(shù)、水井數(shù)比都為2.5～3.5，注水井井數(shù)少，是造成地層壓力偏低以及地層能量虧空的主要原因，導(dǎo)致該油層負擔過重，北一、二排西部水驅(qū)井網(wǎng)地層壓力變化如圖4所示。

圖4 北一、二排西部水驅(qū)井網(wǎng)地層壓力變化Fig.4 Water drive well formation pressure changes in the west of Bei 1—2 area

結(jié)合以上影響區(qū)塊開發(fā)效果的四點原因，分析并得到以下結(jié)論，僅依靠常規(guī)的動態(tài)調(diào)整措施難以有效地改善區(qū)塊整體開發(fā)狀況，需要通過層系井網(wǎng)優(yōu)化的措施調(diào)整來緩解油田開發(fā)矛盾，改善油田的開發(fā)效果。

3 層系井網(wǎng)調(diào)整

3.1 加密調(diào)整結(jié)合細分層系

全區(qū)新布署一套175 m五點法井網(wǎng)開采高臺子油層，并在高臺子油層發(fā)育厚度較大區(qū)域（兩套井網(wǎng)合采區(qū)），利用原高臺子井網(wǎng)細分成高Ⅰ與高Ⅱ兩套井網(wǎng)開采，解決了此油層注采井距大且不均勻、開發(fā)井段長及油層動用程度差等問題，北一、二排西高臺子層系全區(qū)井位圖如圖5所示。

自北一、二排西部調(diào)整之后，開采高臺子油層井平均射孔井段由133 m下降至66 m；高臺子油層水驅(qū)控制程度提高了20.5%，多向連通比例提高了30.8%；注采井數(shù)比由1∶2.6下降至1∶1.3；砂巖動用程度分別由36.3%提高至48.1%，有效厚度動用程度由36.8%提高至45.9%，提高了10%左右（見表5）。

北一、二排西部高臺子油層井網(wǎng)加密、層系調(diào)整后，該油層的日產(chǎn)油量由102 t提高至303 t，調(diào)整后的日產(chǎn)油量是調(diào)整前日產(chǎn)油量的3倍；含水率由94.14%下降至92.26%，下降了1.88%，采取井網(wǎng)加密、細分層系調(diào)整的措施開發(fā)效果明顯，解決了動用程度差的問題。

圖5 北一、二排西高臺子層系全區(qū)井位圖Fig.5 Gaotaiziformation full well pattern in the west of Bei 1—2 area

表5 高臺子油層調(diào)整前后水驅(qū)控制程度對比Table 5 Comparison of water drive contr ol levels befor e and after adjustment of Gaotaizi r eservoir %

3.2 層系轉(zhuǎn)換結(jié)合注采系統(tǒng)調(diào)整

對北一、二排西部一次加密井網(wǎng)進行層系轉(zhuǎn)換，封堵原來開采的葡二組+高臺子，補開葡一組，解決了該區(qū)塊葡一組油層儲量閑置問題。同時，進行注采系統(tǒng)的調(diào)整，轉(zhuǎn)注角井，形成五點法面積井網(wǎng)，保證該油層加密井網(wǎng)的供液能力。實施層系轉(zhuǎn)換采油井共計45口，注水井41口，這注水井中包括26口油轉(zhuǎn)水，采油井平均單井日產(chǎn)液由26.2 t提高至84.0 t，日產(chǎn)油由1.7 t提高至3.8 t，此措施效果明顯。

3.3 層系合并結(jié)合井網(wǎng)組合

利用二次加密和三次加密井網(wǎng)對薩一組、葡二組進行對應(yīng)補孔、層系合并，平均補開砂巖厚度13.6 m，有效厚度6.1 m；并通過注采系統(tǒng)調(diào)整將兩套反九點法面積井網(wǎng)組合成為一套175 m斜線狀井網(wǎng)開采薩葡三類油層，解決了井網(wǎng)井距不均勻、開采厚度減少等問題。圖6為二、三次加密層系合并、注采系統(tǒng)調(diào)整示意圖。

圖6 二、三次加密層系合并、注采系統(tǒng)調(diào)整示意圖Fig.6 Second and third encryption layer merger,injection and mining system adjustment diagram

北一、二排西部油層調(diào)整后，薩葡三類油層砂巖多向連通程度提高了17.8%，有效多向連通程度提高了16.5%，油層整體控制程度提高了6%以上。平均單井日產(chǎn)油由2.1 t上升至2.8 t，開發(fā)效果得到了改善。薩葡三類油層調(diào)整前后水驅(qū)控制程度對比如表6所示。在轉(zhuǎn)注46口井日影響油量117.9 t、日增注4 932 m3情況下，薩葡三類油層調(diào)整后產(chǎn)液量增加103 8 t，產(chǎn)油量增加23 t，含水率保持穩(wěn)定，流壓上升0.27 MPa，沉沒度上升66 m，開發(fā)形勢較好。

表6 薩葡三類油層調(diào)整前后水驅(qū)控制程度對比Fig.6 Comparison of water drive control levels before and after adjustment of three types of Saline and Portuguese oil layers %

3.4 層系井網(wǎng)調(diào)整效果

通過以上層系井網(wǎng)調(diào)整的實施，全區(qū)日產(chǎn)液增加5 640 t，日產(chǎn)油增加197 t，含水率基本穩(wěn)定，采油速度上升至0.60%，流壓沉沒度得到恢復(fù)，區(qū)塊整體開發(fā)狀況得到有效改善。截止2017年8月已累計增油20.5×104t，提高采收率2.0%。圖7為北一、二排西全區(qū)2015—2017年開采曲線。

圖7 北一、二排西全區(qū)2015-2017年開采曲線Fig.7 Mining curve for the entire region from 2015 to 2017 in the west of Bei 1—2 area

4 結(jié) 論

結(jié)合影響區(qū)塊開發(fā)效果的四點原因，需要通過層系井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整來緩解開發(fā)矛盾，改善開發(fā)效果。通過調(diào)整的實施，區(qū)塊整體開發(fā)狀況得到有效改善，截止2017年8月已累計增油20.5×104t，提高采收率2.0%以上。

（1）通過縮小開發(fā)井距、細分層系開采，能夠有效地提高水驅(qū)控制程度，改善油層動用狀況。

（2）通過層系轉(zhuǎn)換可以有效地解決三次采油后儲量閑置問題。

（3）通過層系合并、井網(wǎng)組合，能夠有效地調(diào)整開采層系對采用井網(wǎng)的適應(yīng)性。

（4）通過對層系井網(wǎng)進行合理的調(diào)整改善，該區(qū)塊的整體開發(fā)效果非常明顯。