王 瑶

（大庆油田有限责任公司第一采油厂地质大队，黑龙江大庆163000）

在开采石油的过程中，明确了后期开发特点后，应用重新划分层系、调整注水方式、改善注采关系等技术措施，使油田开发后期阶段达到最佳的开发效果。王群[1]通过对静63-35断块结合地层静态研究成果及动态生产数据进行优选、数值模拟、油水分布规律分析及储量计算，改善油田开发效果是其最终的目的；刘梦轩等[2⁃3]根据目标区块的储层特征、剩余油潜力、油层发育及井网部署特点，并结合二类油层三次采油，对该区块层系优化层系组合及对井网进行优化调整；兰丽凤[4]对目标区块进行了推导五点法井网技术极限井距，并给出了求解方法，实现快速求解，建立了目标区块层系井网调整的技术经济界限；季迎春[5]根据不同区域的油层分布情况，采取不同的注采井网调整方法和储层改造对策，改善油田开发效果；张野[6]对目标区块制定了各种加密方案，并进行了开发效果预测以及评价，优选最佳的加密调整方案；樊兆琪等[7⁃11]应用油藏工程方法提出了低渗透油藏非均质储层注水井偏移的井网调整的新方法，并利用黑油模型数值模拟技术对其进行了评价，进一步改善目标区块的注水开发效果；王瑶等[12⁃14]针对目标油层存在问题，对该油层层系井网现状进行研究，针对不同区块油层发育情况，找到相对应的满足现阶段高效开发的层系井网调整方式，以及适合中长期开发的层系井网调整方向，可以有效地解决目前开发方式下层系井网存在的问题。伍险峰[15]针对目标区块，开展精细油藏描述和细分开发层系工作，取得了显著成效；朱博敏[16]结合目标区块实际生产数据，从工程和经济方面论证了不同井网的技术经济极限井距，并确定了高含水期油田极限井距的4种计算方法。

1 开发现状

北一、二排西部日产液12 737 t，日产油776 t，日注水15 478 m3，综合含水率93.91%，流压2.76 MPa，采油速度0.46%。一般来说，水驱开发油田一共有5套井网，分别为基础井网、一次加密井网、二次加密井网、三次加密井网、高台子井网；聚合物驱开发油田一套井网，开采萨Ⅱ10—萨Ⅲ10后续水驱，北一、二排西层系井网现状如表1所示。近几年，区块出现产量下降幅度较大、地层压力较低、油层动用程度较差等情况，需要调整研究方法来改善区块开发效果。

表1 北一、二排西层系井网现状Table 1 The status of well networ k in the west of Bei 1—2 ar ea

北一、二排西部水驱年产油曲线如图1所示。由图1可以看出，2004年至2005年年产油不变，然后逐年下降，至2014年下降至31.7万t。

图1 北一、二排西部水驱年产油Fig.1 Water flooding annual oil production curve in the west of Bei 1—2 ar ea

2 区块开发效果的制约

2.1 对象交叉、井段长、井距不均匀

（1）北一、二排西一次加密井网开采葡二+高台子油层，高台子井网开采高台子油层；该区块二次加密井网开采萨+葡二组三类油层，并且三次加密井网也开采萨+葡二组三类油层。由此可见，一次加密井网、高台子井网、二次加密井网、三次加密井网开采对象交错严重，是造成该目标区块的平面矛盾以及层间矛盾的主要原因，北一、二排西部各套井网开发对象状况如图2所示。

（2）从开采井段长度上来看（见表2），除了高台子井网平均井段长度为85.5 m，其余各套井网的平均井段长度都在140 m以上。根据以上结论，影响该油层的动用程度主要原因是过长地开采井段长度。

（3）从注采井距关系上来看，由于二、三次加密调整井开采对象交叉严重，萨葡油层每个单元的工作井网很不均匀，同一单元上注采井距小的在150 m左右，大的则在400 m以上，差异很大；高台子油层分为一次加密与高台子井网同时开采的两套井网合采区和一次加密单独开采的一套区两个部分，两套井网合采区的井网关系复杂，注采关系很不均匀，而一次加密井距为250 m，单独开采高台子油层井距较大。工作井网部分井距较大且不均匀也是导致各油层组控制程度较低、影响油层动用状况、动用程度较差的主要原因，北一、二排萨葡高井距井网关系如图3所示。

2.2 储量闲置

一类油层聚驱后的井网被二类油层利用，造成其储量闲置，北一、二排西部一次上返后原开采层段葡一组油层储量闲置1 859×104t，影响日产油能力314 t。

图2 北一、二排西部各套井网开发对象状况Fig.2 Spacer well development object state map in the west of Bei 1—2 area

表2 北一、二排西部水驱井网开发状况Table 2 Water drive well network development status table in the west of Bei 1—2 area

图3 北一、二排萨葡高井距井网关系Fig.3 Sapugao wells well networ k diagr am in the west of Bei 1—2 ar ea

二类油层第一段聚驱已结束，2015年开始陆续上返开采第二段，按照目前的开发井网、层系，二次上返后二类油层第一段的储量也将面临闲置，届时北一、二排西部封存的地质储量将达到3 115×104t，影响的日产油能力达到509 t。北一、二排西部储量封存统计表如表3所示。

表3 北一、二排西部储量封存统计Table 3 Reserve storage statistics in the west of Bei 1—2 area

从表3可以看出，一类油层日产油比二类油层第一段多119 t，含水率小1.3%，油井少49口，水井少19口，日产液多326 t，平均单井日产油多2.8 t。

2.3 配合三次采油封堵

到目前为止，北一、二排西部开采萨葡三类油层的井网主要有二次加密井网以及三次加密井网，开采对象主要为萨+葡二薄差油层，平均单井开采的有效厚度为7.4 m。在二类油层进行第二段开采后，萨葡三类油层井网将配合封堵萨Ⅱ1-9与萨Ⅱ10-萨Ⅲ10两个层段，平均单井封堵有效厚度3.2 m，开采对象将仅剩萨一组以及葡二组，水驱井网开采厚度减少，平均射孔厚度减少40%左右，产量将降低至原来的60%左右。届时，三类油层井网低效井比例将大幅增加，北一、二排西部三类油层井网射孔情况统计如表4所示。

表4 北一、二排西部三类油层井网射孔情况统计Table 4 Three types of well pattern perforation statistics in the west of Bei 1—2 area

2.4 反九点法面积井网

自2008年至2018年以来，这五套井网的平均地层压力低于该油层的原始地层压力1.8～2.2 MPa，可以看出该油层亏空严重。一次加密井网、二次加密井网、三次加密井网布井方式都是反九点法面积井网，油井数、水井数比都为2.5～3.5，注水井井数少，是造成地层压力偏低以及地层能量亏空的主要原因，导致该油层负担过重，北一、二排西部水驱井网地层压力变化如图4所示。

图4 北一、二排西部水驱井网地层压力变化Fig.4 Water drive well formation pressure changes in the west of Bei 1—2 area

结合以上影响区块开发效果的四点原因，分析并得到以下结论，仅依靠常规的动态调整措施难以有效地改善区块整体开发状况，需要通过层系井网优化的措施调整来缓解油田开发矛盾，改善油田的开发效果。

3 层系井网调整

3.1 加密调整结合细分层系

全区新布署一套175 m五点法井网开采高台子油层，并在高台子油层发育厚度较大区域（两套井网合采区），利用原高台子井网细分成高Ⅰ与高Ⅱ两套井网开采，解决了此油层注采井距大且不均匀、开发井段长及油层动用程度差等问题，北一、二排西高台子层系全区井位图如图5所示。

自北一、二排西部调整之后，开采高台子油层井平均射孔井段由133 m下降至66 m；高台子油层水驱控制程度提高了20.5%，多向连通比例提高了30.8%；注采井数比由1∶2.6下降至1∶1.3；砂岩动用程度分别由36.3%提高至48.1%，有效厚度动用程度由36.8%提高至45.9%，提高了10%左右（见表5）。

北一、二排西部高台子油层井网加密、层系调整后，该油层的日产油量由102 t提高至303 t，调整后的日产油量是调整前日产油量的3倍；含水率由94.14%下降至92.26%，下降了1.88%，采取井网加密、细分层系调整的措施开发效果明显，解决了动用程度差的问题。

图5 北一、二排西高台子层系全区井位图Fig.5 Gaotaiziformation full well pattern in the west of Bei 1—2 area

表5 高台子油层调整前后水驱控制程度对比Table 5 Comparison of water drive contr ol levels befor e and after adjustment of Gaotaizi r eservoir %

3.2 层系转换结合注采系统调整

对北一、二排西部一次加密井网进行层系转换，封堵原来开采的葡二组+高台子，补开葡一组，解决了该区块葡一组油层储量闲置问题。同时，进行注采系统的调整，转注角井，形成五点法面积井网，保证该油层加密井网的供液能力。实施层系转换采油井共计45口，注水井41口，这注水井中包括26口油转水，采油井平均单井日产液由26.2 t提高至84.0 t，日产油由1.7 t提高至3.8 t，此措施效果明显。

3.3 层系合并结合井网组合

利用二次加密和三次加密井网对萨一组、葡二组进行对应补孔、层系合并，平均补开砂岩厚度13.6 m，有效厚度6.1 m；并通过注采系统调整将两套反九点法面积井网组合成为一套175 m斜线状井网开采萨葡三类油层，解决了井网井距不均匀、开采厚度减少等问题。图6为二、三次加密层系合并、注采系统调整示意图。

图6 二、三次加密层系合并、注采系统调整示意图Fig.6 Second and third encryption layer merger,injection and mining system adjustment diagram

北一、二排西部油层调整后，萨葡三类油层砂岩多向连通程度提高了17.8%，有效多向连通程度提高了16.5%，油层整体控制程度提高了6%以上。平均单井日产油由2.1 t上升至2.8 t，开发效果得到了改善。萨葡三类油层调整前后水驱控制程度对比如表6所示。在转注46口井日影响油量117.9 t、日增注4 932 m3情况下，萨葡三类油层调整后产液量增加103 8 t，产油量增加23 t，含水率保持稳定，流压上升0.27 MPa，沉没度上升66 m，开发形势较好。

表6 萨葡三类油层调整前后水驱控制程度对比Fig.6 Comparison of water drive control levels before and after adjustment of three types of Saline and Portuguese oil layers %

3.4 层系井网调整效果

通过以上层系井网调整的实施，全区日产液增加5 640 t，日产油增加197 t，含水率基本稳定，采油速度上升至0.60%，流压沉没度得到恢复，区块整体开发状况得到有效改善。截止2017年8月已累计增油20.5×104t，提高采收率2.0%。图7为北一、二排西全区2015—2017年开采曲线。

图7 北一、二排西全区2015-2017年开采曲线Fig.7 Mining curve for the entire region from 2015 to 2017 in the west of Bei 1—2 area

4 结 论

结合影响区块开发效果的四点原因，需要通过层系井网优化调整来缓解开发矛盾，改善开发效果。通过调整的实施，区块整体开发状况得到有效改善，截止2017年8月已累计增油20.5×104t，提高采收率2.0%以上。

（1）通过缩小开发井距、细分层系开采，能够有效地提高水驱控制程度，改善油层动用状况。

（2）通过层系转换可以有效地解决三次采油后储量闲置问题。

（3）通过层系合并、井网组合，能够有效地调整开采层系对采用井网的适应性。

（4）通过对层系井网进行合理的调整改善，该区块的整体开发效果非常明显。