乾安油田乾118区块井网调整试验研究

2014-03-25张微

石油知识 2014年5期

张微

（中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院油田研究所吉林松原 138000）

1 区块基本情况

1.1 地质概况

乾118区块位于松辽盆地南部中央坳陷区长岭凹陷乾安次凹以北、大安凹陷以南，西为大安—红岗阶地、东为华字井阶地。区块整体为受几条北北西向正断层切割的西倾单斜构造，主要发育有分支河道、分支间湾、水下分支河道、河口坝、远砂坝、席状砂及湖相泥等微相。油藏类型主要以断层岩性油藏为主，主要目的层青三段高台子油层，地层厚度为300～380m，具有南西薄、北东厚的特点。青三段储层孔隙度一般为5%～20%，平均12.8%；渗透率一般为0.1×10-3～10×10-3μm2，平均3.8×10-3μm2，属于中低孔、特低渗储层。地层原油密度0.793t/m3，黏度7.6mPa·s，油层饱和压力为4.55MPa，原油体积系数为1.091，原始溶解气油比为15m3/t。地面原油密度一般为0.841～0.874 t/m3，平均0.858t/m3，黏度一般为10～40mPa·s，平均为25mPa·s，胶质含量为8.4%～27%，平均16.2%，沥青质平均含量为0.9%，含硫量平均为0.04%，凝固点平均为35℃，初馏点平均为120℃。

1.2 开发简况

乾118区块2003年6月采用菱形反九点井网早期注水投入开发, 目前区块共有油水井158口，其中采油井120口（开井100口），水井38口（开井33口），平均单井日产液3.2t、日产油0.7t，综合含水79.3%；累产油41.814×104t，采出程度8.5%，采油速度0.6%，累注水228.463×104m3，累积注采比1.64。

1.3 存在的主要问题

（1）层间矛盾突出

区块Ⅶ砂组吸水比例高，为主要吸水层位；从产液剖面上看，该砂组为主要产出层位，吸水产液不均衡（图1、图2）。以乾北7-2井为例，从吸水剖面明显看出，该井的16号小层物性要明显好于3号小层物性，层间矛盾突出。

图1 乾118区块吸水状况图

图2 乾118区块分层产出状况图

（2）平面矛盾突出

受裂缝及砂体发育影响，注入水突进后方向性明显，通过开展水驱规律分析得知，水井排东西方向油井含水高，达95%～97%；北东向沿砂体方向井含水约83%～87%，北西向井含水为74%～76%；而北西向井平均单井日产油在1t以上。东西向井目前平均单井日产油在0.1～0.6t。通过水驱前缘、示踪剂及压力监测等资料分析结果与动态反应一致，主体水驱方向为东西向，其次为砂体方向（图3）。

图3 乾118区块水驱前缘监测图

（3）井况变差，开发矛盾突出

区块目前有注水井36口，开井31口，其中套变6口、落物4口，分注率仅有69.4%；油井套变有5口、落物5口。由于井况差、区块的分层调控能力低，含水持续上升、方向性见水明显，开发矛盾突出。

2 区块潜力及对策研究

根据开发效果评价，乾118区块目前递减率高达20.9%，水驱预测采收率仅有15%，开发效果较差，而区块储采比高达18.8，采油速度仅有0.5%，因此，区块有较大提高采收率的空间。

根据合理井网密度及注采排距计算公式，区块目前经济合理井网密度为13.98，最大注采排距为159m。目前实际排距为160m，注采排距基本适应，实际井网密度为12.7，低于经济合理井网密度，因此可进行井网加密调整。

在开发效果评价、注采适应性分析、水驱规律分析及潜力分析基础上，制定了乾118区块调整对策，并按照整体部署、试验先行的思路，优选井网调整先导试验区。

3 井网调整试验部署与实施

优选乾118区块中部超前注水区为井网调整先导试验区，以精细注水为核心开展井网调整。

3.1 优化方案部署

将原160×480m反九点调整为160×240m线性井网，原东西向水井排为新水井排，新加密水井部署在原油水井中间，水井井况差的进行更新，油井井况差不能转注部署新水井，井况好的老水井正常利用，油井转注；原东西向油井排仍为油井排，老油井井况差不能生产进行更新，新加密油井根据老井生产状况适当偏移中间位置60～80m（图4）。