扶余油田东6扶杨两套井网调整研究

2018-12-21邓涛

石油知识 2018年6期

邓涛

（吉林油田勘探开发研究院吉林松原 138000）

1 油藏地质特征

东6区块构造上位于扶余Ⅲ号构造，处于东区构造最高的位置，泉四顶面构造形态被数条南北向正断层切割，形成一个封闭的近菱形的垒块。开发目的层为扶余油层和杨大城子油层，储集层砂体类型为三角洲分流平原相沉积；杨大城子油层为曲流河沉积，油藏类型属于构造油藏，具有统一的油水界面。

2 开发简况

东6区块于1970年1月以三角形井网、溶解气驱方式投入开发，1974年注水开发，油井于1982年和1997年分别在原油井排以北及以南30米处进行加密，水井于1982年在原水井排以北30米处进行加密，进而形成了两排水井夹三排油井的开发方式。随着开发时间的增长，老井井况日益变差，2005年对该区块进行了整体更新调整。2010年进行部分井扶杨分采。区块经历6个开发阶段，形成二夹三为主的井网格局（图1）。

3 井网调整

3.1 调整依据

3.1.1 储量丰度高

通过储层单砂体精细刻画，在精细三维地质建模基础上，重新核实储量。调整区井网储量丰度单井控制地质储量大，明确了扶、杨分层储量状况及主力层位，该区具有调整的物质基础。

3.1.2 开发方式不适应

历次调整没有解决两夹多的问题，平面上井况恶化、水井停注多；纵向扶杨层系未真正实现分采，导致井点相互干扰严重，不发挥作用。

该区块扶杨合采，使杨大城子油层产能得不到充分发挥，甚至杨大城子几乎不出油，导致纵向上动用状况不均衡，开采效果很差，开发方式不适应。

3.1.3 井网水驱规律不适应

油水井数比过高，见效方向单一；同时顺砂体方向水驱优势明显，导致水驱控制程度和动用程度低。纵向干扰严重：发育层系多、叠置复杂，平均5～6段注水、调控难度大；物性和压力非均质性，导致层系、层间、层内干扰严重，杨大城子油层和中低渗层受到严重抑制。

3.1.4 杨大城子油层投产动用时间短，具有较大开发潜力

区、井、层潜力评价显示区块整体采收率低，提高波及效率空间大；杨大城子油层动用差，部分储量没钻够。

（1）本区块于2005年开始有针对性地开发动用杨大城子油层，开发时间短，具有较大的资源潜力。

图1 东6区块井网演变过程

图2 扶余油层井网设计

（2）动用杨大城子油层效果好。①投产动用杨大城子油层效果好。2005年完钻39口钻遇杨大城子油层新井，其中油井23口，水井16口，其中有19口新井投产动用杨大城子油层，投产初期效果很好。但由于杨大城子油层能量较低，新完钻的水井均采取同步或稍滞后的方式注水，动用杨大城子油层的新井表现为产液量及产油量下降较快。②补动杨大城子的新井，动用效果较好。该区块有26口油井补动了杨大城子油层，补压后平均单井日产油明显增加，综合含水降低6.2%，说明杨大城子具有较大调整潜力。

（3）老油井排及主流线上历史动用程度高，井网控制下的剩余油主要在排间非主流线及砂体控制不住区域；纵向主力层、特别是夹层上部驱替弱，剩余油富集。

3.2 井网调整思路

通过井网层系重组，平面解决两夹多井网、井况问题；纵向实现扶杨两套层系开发、细分注水，降低非均质干扰；制定与井网相配置的注水政策，实现点弱面强温和注水，提升系统效率，大幅提高采收率。

3.3 井网调整研究

按照层系重组思路，依据以上原则分别部署扶余井网和杨大城子井网。其中扶余调整为150×130×70m菱形反五点井网（图2）。杨大城子针对单砂体发育状况灵活调整，形成排距80-90m、井距150m五点法井网或优化点对点注采关系，形成两套高效注采系统。

依据以上部署原则，结合内部已有的井网，调整后形成的新井网是采取扶余油层和杨大城子油层两套井网开发，分别单独动用扶余油层和杨大城子油层：充分利用区块内2005年加密的老井，在井况允许、井网合理、井深满足能充分动用杨大城子油层的条件下，调整后的新井网中尽量利用老井开发杨大城子油层；以有利于提高水驱采收率为目标，充分考虑东西向裂缝的影响，使调整后的井网最大限度地适应区块实际油藏地质特点；调整后的井网具有合理的井网密度，能够达到方案所要求的开发指标及经济效益要求。

本次在该区块共部署调整井200口，其中扶余井网共部署新井140口、杨大城子井网部署新井60口。以优先开展先导试验区的方式进行开发调整。