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1、高含水期复杂断块油田开发井网调整技术政策研究杨延辉 蒋明 王晓芬 王红梅 夏欣 中国石油华北油田分公司勘探开发研究院前言2004年底华北已开发油田中复杂断块油藏地质储量22362104t，占华北已开发砂岩油藏的51.0，其产油量占华北已开发砂岩油藏的60.7，占华北全区的46.8，达到207.9104t，其剩余可采储量占华北已开发砂岩油藏的56.5。可见，复杂断块油藏已成为华北已开发油田产量的主体。但是，近年来，部分主力砂岩油藏先后进入高含水开发阶段。进入这一阶段以后，油藏储层特征发生变化、剩余油分布复杂多样，油藏开发的主要矛盾是如何解决含水上升问题、充分挖掘剩余油、延长油田的开发期，最终提高
2、油田的采收率。本文就从华北复杂断块油田的地质特点出发，针对具体的研究目标不同形式的剩余油，充分应用油藏精细描述、数值模拟、现场开发试验、密闭取心剩余油研究等技术，论述相关开发技术政策研究的方法和手段，并对其研究成果进行分析，最后，提出对同类油田的开发具有指导性的工作程序和工作方法，并明确不同阶段复杂断块油田的主要开发技术政策。1 华北复杂断块油田地质特点受沉积环境影响，油藏沉积规模小，断层发育、构造复杂华北复杂断块油藏受沉积环境的影响，储层在不同构造部位物性差异较大，且油砂体连片性较差，规模较小。统计结果表明，冀中复杂断块油藏油砂体面积一般都小于0.2km2，其中面积小于0.1km2的油砂体占
3、地质储量的30%以上；面积大于0.5km2、储量大于10104t的油砂体只占油砂体总个数的5%，储量占15%左右。二连油区油砂体品质相对较好，面积小于0.1km2的油砂体占油砂体总个数的57%，储量占10%左右。沉积相变快，砂体纵横向物性变化大，非均质性严重冀中注水砂岩油藏主要是远岸滩砂、弯曲型分流河道砂、萎缩期曲流河道砂三种微相，二连阿南、哈南主要为湖泊相水下扇。其中远岸滩砂为薄层砂泥间互、储层有效厚度小；弯曲型分流河道砂平面相变快，连续性差；河道砂规模小而分散，非均质严重；水下扇岩性混杂，砂层厚度薄。油藏储层物性差，纵向上含油井段长，层间差异大，油水关系复杂冀中地区的注水砂岩油藏储层埋深一
4、般在25003300m左右，二连注水砂岩油田储层埋深在1500m左右。大部分油田都是油水层间互，没有统一的油水界面，纵向上油层分布零散，含油井段长，一般在300600米之间，但主要含油井段大都集中在100300米之间，含油层数一般在2040层。砂层的充油系数较低，一般在15%左右，最低的只有5%。由于压实作用的影响，储层物性较差，且层间差异较大，一般渗透率级差在10倍以上。多数油藏油水粘度比中等，天然能量较弱多数油藏地面原油相对密度小于0.9，粘度低于50mPa.s，地下粘度小于10 mPa.s，地层水粘度在0.30.6mPa.s之间，油水粘度比约20。受构造破碎和砂体规模小双重影响，油藏孤立
5、封闭，边底水能量较弱；综和压缩系数较低，弹性能量较弱。二连油区气油比只有20m3/t左右，压力系数低于0.9，溶解气驱能量较弱。储层粘土矿物含量高，存在不同程度的储层潜在伤害冀中油区粘土矿物含量呈北高南低的趋势，浅层以高岭石为主，深层以绿泥石为主。粘土矿物含量一般都大于10%，粘土矿物中的蒙脱石、伊利石、绿泥石、高岭石等造成油藏在开发过程中水敏、速敏、酸敏严重。其中北部油藏主要是粘土矿物膨胀和颗粒运移堵塞，南部油藏则以颗粒运移堵塞为主。二连油区储层粘土矿物含量较高，而且以绿泥石、伊利石、伊/蒙混层为主，开发中普遍存在粘土膨胀和颗粒运移的堵塞现象。2 复杂断块油田高含水期剩余油分布研究剩余油研究
6、是油藏开发调整的基础。考虑到长期水驱后储层的物理特征将发生变化，通过使用分阶段数值模拟方法，并结合密闭取心、水淹层测井等剩余油监测方法，对华北进入高含水期砂岩油藏的剩余油分布规律进行了研究，认为高含水期的剩余油主要有以下三种类型：一种是构造形成的剩余油，包括油藏中的断层附近、裂缝两侧和构造高部位；另一种是储层非均质形成的剩余油，主要分布在岩性变化大的地区、隔夹层的边缘、低孔低渗的差油层；第三种是井网特征形成的剩余油，主要分布在注采井网不完善的地区、非主流线的滞留区（油井之间的死油区）等区域（图1图3为数值模拟研究各种形式的剩余油分布研究结果）。图1.构造高部位控制剩余油分布留楚油田图2.断层控
7、制型剩余油分布阿11断块A油组10小层阿11断块吉45断块哈76断块K=15图3.沉积微相、井网不完善区、非主流线滞留区剩余油分布可见，注水砂岩油藏高含水期地下剩余油分布具有普遍性、多样性和复杂性的特点。普遍性表现在不同层组，不同沉积成因的储层都普遍存在着剩余油；多样性一方面表现其存在形式既包含水淹层，又包括水淹层内的未水淹区、段的低含水饱和度部位，另一方面表现在成因类型的多种多样；复杂性表现在剩余油已呈分散状态，它们在层间、平面和层内与高含水部位的接触关系十分复杂。3 复杂断块油田开发调整技术研究自“九五”以来，华北油田先后开展了大量的研究工作，对复杂断块油藏高含水期的开发技术政策进行了深入
8、的研究，包括长期水驱后岩心驱油效率的变化、储层物理特征变化规律、开发潜力认识、提高注采井数比、提高排液量、井组动态配注优化、井网进一步加密的可行性、井网重组调整、不稳定注水等相关的开发技术政策均开展了专题的研究，并在现场的实际应用中取得了显著的效果。本文将重点就与井网调整有关的技术政策进行研究论述。3.1 提高注采井数比对水驱采收率的影响油藏工程理论及现场实践均证明，除井网密度外，注水开发砂岩油田注水方式和注采井数比对注水波及体积及采收率有较大的影响。在井网密度和注水生产时间一定时，随着注采井数比的增加，油井受效方向增多，水驱控制程度提高，注水波及系数也将随之增大。在油田注采井网实际调整中，井
9、网密度保持不变，通过改变注采井数比、调整液流方向，改善开发效果、增加水驱可采储量、提高水驱采收率的实例很多。3.1.1 油藏工程研究根据谢尔卡乔夫公式及实际正方形和三角形井网的实际注采井数比变化关系，可推导出水驱采收率与井网密度、注采井数比之间的定量关系式如下： （1）式中， 分别为水驱采收率和驱油效率；S为井网密度，km2/井； 为注采井数比；A非均质系数，一般取0.75；B为待定常数。图4.留楚油田井网密度、注采井数比与采收率的变化关系该公式比较适合于层系平面井网调整效果分析研究，如井网完善、加密调整、调整注采关系、改变液流方向等。图4为华北典型的复杂断块油田留楚油田井网密度、注采井数比与
10、采收率变化关系曲线，当井网密度一定的情况下，随着注采井数比的不断提高，油藏的采收率不同幅度的提高。另外，根据实际油藏标定采收率和注采井数比的资料，可得到水驱采收率与注采井数比的经验关系式如下： （2）该关系式没有考虑各区块的井网密度对采收率的影响，只能在定性上说明随着注采井数比的增加，水驱采收率是逐渐提高的。图5.华北高含水区块水驱采收率与注采井数比变化曲线3.1.2 数值模拟研究选择岔39断块和留70Ed3模拟区进行合理注采井数比研究。表1.数值模拟研究注采井数比对水驱采收率的影响结果区 块n=1:3.0n=1:2.5n=1:2.0n=1:1.8n=1:1.5n=1:1岔3926.632.3
11、38.739.239.640.1留70Ed324.430.634.735.936.837.4通过不同方案开发指标对比可以看出，在一定的井网密度条件下，随着注采井数比的增加，十年末累积产油量、采出程度明显提高。岔39注采井数比为1：1.5的方案与注采井数比为1:2.0的方案相比，十年累积多产油3.6104t左右，采收率提高约1。留70Ed3模拟区注采井数比为1:1.5的方案与注采井数比为1:2的方案相比，十年累积产油增加4.5104t，采收率提高约2.1。3.1.3 矿场实践效果根据有关开发技术政策界限的研究结果，结合精细地质研究，在实际工作中，积极实施了以提高注采井数比，优化注采井网，采用点弱
12、面强平衡注水的方式，提高水驱动用程度。如岔39断块“九五”以来积极实施了增加注水井点，改向注水等优化注采井网调整，调整后油藏注采井数比由1：2.1提高到1：1.7， 水驱率由48.3%提高到59.7%。其中加密区水驱率由47.8%提高到64.3%。新增见效井18口，见效油井日产油由91吨上升至160吨，上升了69吨，含水由65%下降至48%，下降了17%，动液面由1510米上升至1340米，累积增油2.33万吨。水驱效果明显改善，增加可采储量98万吨，采收率提高10.9%。可见，随着复杂断块油藏含水的上升，合理增加注采井数比是提高采收率、延长稳产期限的有力调整措施之一，各油田的合理注采井数比可
13、根据油田所处不同开发时期提高采收率的要求、经济承受能力和油水井井况综合确定。3.2复杂断块高含水期井网加密的可行性美国JPT编辑部汇总了专家对井网的意见：密井网可以改善不连续油藏的注水开发，提高采油速度和采收率；油层非均质性(主要指油层的不连续)是造成水驱动用程度低的主要原因，密井网是解决这一问题的主要方法。华北最大的复杂断块油田岔河集油田经过多年的调整、完善及滚动扩边等工作，油田依然存在井网对砂体控制较差、油层连通率低、水驱程度低的现象，储采矛盾突出，在无新储量投入的前提下，常规调控措施逐年变差，难以控制自然递减，保持稳产相当困难。为了探索岔河集油田进一步改善开发效果的途径，有选择性地在岔1
14、5-141井组开展了井网二次加密开发试验。该区位于岔河集油田南部，被两条近北东走向的南倾断层夹持，构造幅度较缓。试验井区含油面积0.14Km2，地质储量为39.83104t，水驱可采储量12.25104t，井距200 m左右，主力含油层系为东二段及东三段、油组。采取不均匀加密的布井方式，共钻3口加密井，加密后井距在100115m之间。通过小井距开发试验取得了以下认识：加密后，仍有新的油砂体钻遇岔15-141井组3口加密井钻遇类油层80.8m/29层，平均单井26.9m/9.7层，比相邻老井的平均单井类油层厚度大。加密前老井钻遇类油砂体40个，加密后钻遇51个，增加了11个。新钻遇类油层12.8
15、m/7层，类油层17.8m/8层，平均单井新钻遇油层10.2m/5层，其中类油层4.3m/2.3层，类油层5.9m/2.7层。加密后，两井钻遇共同砂体的个数增加，油层连通状况得到明显改善通过对小层数据资料统计（图6），可看出单井钻遇砂体的个数一般在3545个之间，总数变化不大；两井钻遇共同砂体个数的总体趋势是随井距的增大而减少（图7），且钻遇共同砂体的数量较少，井距50m左右时两井共同钻遇砂体的个数不超过20个，占两井钻遇砂体总数的40%以下，井距在100m左右时两井共同钻遇砂体的个数大约在10个左右，占两井钻遇砂体总数的20%上下，井距在130m时，两井共同钻遇砂体的个数大约在8个左右，占两井钻遇砂体总数的17%左右。图6.岔15断块单井钻遇砂体个数与井距关系 图7. 岔15断块两井钻遇共同砂体个数与井距关系试验区加密调整前，类油层连通厚度为142m/62层，连通率为68.7%，而加密后类油层的连通厚度为246.6m/100层，连通率上升到85.8%，提高了17.1%。其中老井有类油层16.8m/8层，类油层13.2m/8层，由加密前的不连通层变为连通层，而且老井共有类油层117.4m/51层，类油层43.6m/24层增加了连通方向，油层
