高5断块油藏二次开发技术对策研究

2012-09-20卢家亭李成红乔石石杨竞旭

石油地质与工程 2012年3期

关键词：井距油组断块

卢家亭，李成红，张杰，乔石石，杨竞旭

（1.中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北唐山，063004；

2.中国石油长庆油田分公司采油三厂；3.中国石油冀东油田分公司南堡作业区）

高5断块油藏二次开发技术对策研究

卢家亭1，李成红2，张杰3，乔石石1，杨竞旭1

（1.中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北唐山，063004；

2.中国石油长庆油田分公司采油三厂；3.中国石油冀东油田分公司南堡作业区）

高5断块是高尚堡油田高深北区的主力断块，为了改善其开发效果，以二次开发理论为指导，对断块二次开发潜力进行分析，明确挖潜方向，提出了井网不等距加密、细分层段、层系重组、适时提液等提高油藏水驱采收率的技术对策，这些技术对策应用后取得了较好的效果。

高尚堡油田；二次开发；潜力分析；合理井距；剩余油分布

高5断块位于高尚堡油田Es2＋33油藏北部，储层埋深3 100～3 700 m，为陡坡带浅水型混源扇三角洲沉积，储层物性以中孔、中低渗储层为主；主力含油层为古近系沙河街组沙三2＋3亚段Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ油组，原油为常规轻质稀油；油藏驱动类型为弹性驱动，油水关系较为复杂，无统一的油水界面。油藏类型为未饱和层状断块油藏，具有埋藏深、含油井段长、油层层数多、厚度大、油水关系复杂、储层非均质强的特点。

高5断块经过二十多年的注水开发，面临的问题比较突出，主要表现在：一是油层分布不均，储层横向变化快，油砂体范围小；二是井网不完善，水驱储量控制程度低（55.4%）；三是油水井生产井段长，多层合注合采，水驱储量动用程度低（33.1%）；四是油藏已进入高含水开发阶段，采出程度低，开发效果较差。为了改善油藏开发效果，加深对油藏的认识，建立了精细的三维地质模型，进行油藏数值模拟研究，根据二次开发理论［1－2］，编制了高5断块二次开发方案。

1 二次开发潜力分析

1.1 细分层段潜力

高5断块Es2＋33油藏储层物性差，非均质性严重，纵向上油层多、跨度大，开发层段长达200～500 m，长期长井段笼统合采合注导致层间矛盾突出，油层动用程度低（33.1%），层间吸水差异大，Ⅱ、Ⅲ油组上部层间吸水相对均匀；Ⅱ、Ⅲ油组下部、Ⅳ、Ⅴ油组层间吸水效果差，层间矛盾突出。

从分注情况看，高5断块有注水井11口，其中8口实施了分注，但都为一级两段，从油井历史见效分析看，82.6%的油层没有见到注水效果，因此在目前油井多层长井段生产情况下，注水井一级两段分注效果不明显，有必要对开发层系进一步细分，并对开发层段进行优化组合，在缩小层段内进行分层注水，尽量减小层间矛盾，提高油层动用程度。

无论从注水井各层注水量还是分注情况看，高5断块都有一定的细分层段的潜力。经过合理论证，结合高5断块油藏实际特点，为保证油井具有一定的生产能力，一套开发层段生产井段控制在150 m以内，渗透率级差控制在5以内，主力油层厚度在15～20 m，主力油层层数控制在7层左右，油层动用程度大于60%。

1.2 井网加密潜力

1.2.1 矿场统计法

高5断块目前井距220～290 m，多数油砂体宽度200～300 m，根据砂体宽度和井距的关系，为达到对储量的有效控制，要求开发井距130～200 m。根据高5断块井距与水驱控制程度之间关系曲线（图1），若水驱控制程度提高到70%，对应井距为150 m。

1.2.2 数值模拟法

在高5断块实际油藏模型中选5个主力小层，分别以100 m、125 m、150 m、175 m和200 m井距进行布井，一次性射开所选小层所有油层合采，对生产20年后采出程度进行对比（图2），结果表明，井距在100～150 m时，采出程度较高，因此合理井距为100～150 m。

图1 G5断块井距与水驱控制程度关系

图2 G5断块数模论证不同井距采收率

1.2.3 最优与极限井网密度法

应用谢尔卡乔夫总结出的考虑经济效益时采收率与井网密度关系式［3］，对高5断块计算了不同油价下的合理井网密度，在油价50美元／桶情况下，最优井网密度为18.4口／km2，最优井距为233 m；极限井网密度为42.0口／km2，极限井距为154 m。结合油藏实际，高5断块的合理井距应在154～233 m。

综合以上三种方法考虑，高5断块合理井距为150～200 m。目前高5断块平均井距为250 m，因此有井网加密潜力。

1.3 注采完善潜力

高5断块有套变井8口，其中油井3口，水井5口，分别占油水井比例的15.0%和45.5%，造成重点产油、注水层段无法完善或调控，使得平面注采关系完善更加困难。水井由于套变不能达到注水或分注要求，从而使地层能量亏空、水驱控制程度降低，层间矛盾突出的水井无法开展分注作业，导致纵向上水线推进不均匀，而油井套变则导致一些尚未动用的潜力层不能动用。

高5断块水驱储量控制程度仅为55.4%，其中，水驱方向上以单向水驱居多，单向水驱率达到58.4%，占到水驱控制程度的一半以上；双向水驱率为27.4%，多向水驱率仅为2.2%。同时统计见效油井15口，占总数的75%，单向受效井9口，占总受效井的60%。

综上所述，高5断块具有注采完善的潜力。

1.4 剩余可采储量潜力分析

对高5断块各油组地质储量、可采储量、累计采油量、剩余地质储量和剩余可采储量进行统计。其中Ⅱ、Ⅲ油组地质储量占总地质储量的77.5%；剩余地质储量占总剩余地质储量的87.4%；剩余可采储量48.22×104t，占剩余可采储量的81.9%，因此剩余可采储量主要分布在Ⅱ、Ⅲ油组，具有很大的挖潜潜力。由于Ⅰ、Ⅱ类小层主要分布在Ⅱ、Ⅲ油组，因此也可以说，可采储量主要分布在Ⅱ、Ⅲ油组的Ⅰ、Ⅱ类小层中。

1.5 提高采收率潜力

类比相同油藏类型的文东油田，采用150 m井距，细分层系小井段开发，水驱动用程度达到70%，采收率达到32%。而目前高5断块水驱曲线标定采收率为20%，利用经验公式法、数值模拟法分别对Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类小层采收率进行计算，计算结果表明高5断块采收率仍有较大的提高潜力。

1.6 剩余油潜力分析

利用油藏工程方法结合最新地质研究成果对高5断块产液剖面、吸水剖面进行定性、定量分析，计算并勾绘出各小层注入水推进方向及区域，定性描述各小层的剩余油分布现状，并结合高5断块油藏数值模拟成果，落实了各单砂体的剩余油空间分布状况。总体上看，地下剩余油呈“整体高度分散、局部相对富集”的分布格局，剩余油主要分布在以下区域：主力砂体的边部、断层附近、注采不完善区、无井网控制区、层间或层内矛盾形成的剩余油区。

2 二次开发对策

2.1 二次开发技术方法选择

（1）井网加密，提高水驱控制程度和油井多向见效率。从每个小层剩余油类型统计来看，注采不完善和井网控制不住型剩余油储量占全部剩余油储量的76.5%。这两种类型的剩余油是由于高5断块套变井较多，水驱储量控制程度低，砂体较小而井距较大，现有井网对砂体或储量的控制能力较弱产生的，可通过大修或者钻更新井、井网加密，完善注采井网进行挖潜。

（2）细分层段，提高水驱动用程度。层间或者层内干扰、砂体边部、断层附近剩余油储量这占整个剩余油储量的23.5%，这部分剩余油是因为层间矛盾引起的，高渗层被严重水淹，低渗层中的原油却未动用或者动用程度较低而成为剩余油。为采出这部分剩余油，解决的办法就是对开发层系进行细分，改变长期以来的长井段采油和笼统注水的状况，进行小井段采油，确定合理注采比和注采井数比；同时对水井进行适当分注，变点强面弱为点弱面强，提高油井多向见效率和动用程度；也可以通过压裂、酸化等工艺措施减少层间矛盾，扩大注水波及体积，提高油层渗透性，增大油层流度，提高注采对应率，从而改善低渗透层的水驱动用效果。

（3）不等距井网、层系重组。高5断块油层分布差异较大，平面上中部主体区厚度大，主要集中在Ⅱ、Ⅲ油组；西部集中在Ⅱ油组，厚度相对较小，东部纵向上分布在Ⅲ和Ⅳ、Ⅴ油组，较分散。针对各个井区的油层分布特点，中部主体区整体加密，东西稀疏加密，同时合理划分生产层段，先主力层后非主力层，以提高水驱控制程度和动用程度。

（4）对油井适时提液。对于中低渗透储层来说，由于渗透率低，油水相对渗透率曲线的两相共渗区狭窄，随着含水饱和度的增加，油相渗透率下降快，水相渗透率下降慢，在油井见水后一般采液指数和采油指数都下降。对采油井筒来说，因为含水的增加，井底回压增大，相对采油压差变小［4］。在这种情况下，放大压差提液是比较简便而有效的措施。根据高5断块相渗曲线和数模论证结果，油井在含水率大于86%后提液能力效果最优。

2.2 总体方案部署

以油砂体为单元，通过缩小开发井距、完善注采井网，提高水驱储量控制程度；根据油层分布特点和开发状况，通过细分开发层系和层系重组减缓层间矛盾，提高水驱储量动用程度，提高水驱波及体积，改善油藏开发效果。以Ⅰ类、Ⅱ类含油小层为主，兼顾Ⅲ类小层，完善井网和注采关系。采用150～200 m井距，三角形井网，一套井网三套层系总体部署调整井19口，其中油井16口，水井3口；老井利用26口，其中油井11口，注水井9口，老井转注6口；同时对开发层系和开发层段进行合理划分，提高水驱控制程度和动用程度。

2.3 初步效果

根据高5断块二次开发方案，共部署新钻井19口，其中16口油井，3口水井，老井利用26口，其中油井13口，水井8口，老井转注4口。二次开发后，水驱控制程度和动用程度分别为83.3%和42.6%，较二次开发前分别提高了27.9和10.2个百分点。注采井数比由原来的1∶1.82提高到1∶1.67，提高了双向和多向见效率，局部点状注水、点状采油的现象得到改善。产油量由二次开发前45.6 t／d升高到137.4 t／d，综合含水则由二次开发前88.59%降为59.47%，预计水驱采收率由开发前的20%提高到30%，取得了良好的开发效果。