杏一区薄差油层层系重组及开发效果研究

周羽佳

（中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江 大庆 163000）

1 区块概况

杏一区位于萨尔图油田南部开发区，北起南八区三排，南至杏一丁一排，管理面积5.87km2，开采萨尔图、葡萄花、高台子 （简称萨、葡、高）油层，区块控制地质储量2100.2×104t。

1.1 开采历程

杏一区基础井网于1970年投入开发，开采层位是萨、葡、高厚油层，采用行列井网布井方式；1985年对萨、葡、高差油层进行一次加密调整，分萨尔图差油层和萨葡高差油层合采2套层系；1993年采用井间加井、排间加排的布井方式对萨葡高薄差油层及表外储层进行二次加密调整，二次加密调整井自身构成不规则反九点法面积井网；2004年进行三次加密调整，萨、葡、高薄差油层采用一套层系，自身形成250m×250m五点法面积井网［1］。

1.2 开发中存在的主要矛盾

1）井网间含水差异小，高含水井比例高，结构调整余地小。除二次加密井网外，区块各套井网含水均在92%以上，井网间含水差异小。

2）区块油水井数比高，供液能力低。区块一次加密投产时，由于采用油井封边，导致油水井数比例失调，高达2.5，由于注水井点相对较少，导致供液能力不足。

3）部分井区注采关系不协调，多向水驱控制程度低。从纵向上来看，区块各油层组水驱控制程度不一，但多向水驱控制程度均较低，多在10%以下。

4）纵向上开采层位跨度大，层间矛盾突出。由于区块加密调整井多采用萨、葡、高油层合采，平均单井开采层位跨度达到204m，渗透率级差大，层间矛盾突出。

2 层系重组的具体举措

根据区块井网现状及存在矛盾，利用精细地质研究成果，对不同开采层系的各套井网重组方式进行优化设计，油田开发水平显著提升。

2.1 纵向上层段细分、层系重组，减缓层间矛盾

1）从各油层组沉积特征与油层物性分析，纵向上可以将试验区各油层组划分为萨尔图油层、葡萄花差油层、高台子差油层3套层系开发。结合各油层组发育情况，萨尔图和葡萄花～高台子差油层组钻遇厚度各占50%左右，故将萨、葡、高油层调整为萨尔图和葡萄花～高台子差油层2套层系。

2）从纵向上各油层组发育厚度及储量分析，高台子差油层在试验区仅发育高Ⅰ组，不具备独立开发条件，只能与其他油层组合成一套层系开发。

3）从各套油层的纵向上开采跨度分析，萨尔图油层纵向上开采跨度131m，葡萄花及高台子差油层开采跨度64m，开采层位相对集中，可以有效缓解原井网纵向上开采层位跨度大、下部油层动用差的矛盾。

4）从各油层组隔层发育条件分析，由于PⅠ1－4油层 （PⅠ为葡萄花油层Ⅰ油层组）采用一套化学驱井网单独开采，此次层系重组不射孔，萨尔图差油层与葡萄花差油层间平均隔层厚度可以达到37.3m，具备良好的隔层条件。

综合以上因素，确定试验区纵向上细分为萨尔图差油层和葡萄花～高台子差油层2套层系 （见表1）。

表1 试验区层系细分差油层前后参数统计表

2.2 平面上优化各套层系注采井网，提高水驱控制程度

1）从现有井网射孔对象看，一次加密分别开采萨尔图差油层和萨葡高差油层合采，二次加密井主要开采萨葡高薄差油层及表外储层，以萨尔图差油层为主。

2）由于二次加密井射开井段跨度大，受允许压力限制，下部葡萄花差油层和高台子差油层动用较差，二次加密井适合开采萨尔图差油层。

3）井网利用，将一次加密萨尔图差油层与二次加密井组合在一起，井网较规则，有利于进行注采关系调整。

4）三次加密由于大部分井缓钻，后期井别调整、层系调整更为灵活，开采葡萄花和高台子差油层，由于射孔顶界深度增加，全井允许压力可提高2.0MPa左右，更有利于葡萄花和高台子差油层的有效动用。

综合以上因素，结合试验区各套井网现状，设计调整方案为:①基础井网。保持原有的行列注水方式；②萨尔图差油层。一次加密萨尔图差油层和二次加密井组合开采萨尔图差油层；③葡萄花和高台子差油层。一次加密合采井和三次加密井组合开采葡萄花和高台子差油层。

2.3 单元上优化射、补孔对象，完善井区注采关系

1）优化射孔对象，确保缓钻井投产效果。采用缓钻井开采葡萄花和高台子差油层，重点完善葡萄花和高台子层系注采关系，挖掘油层动用差或未动用的剩余油潜力，部分高水淹层位避开不射，针对葡萄花和高台子薄差油层较发育的特点，优先采用限流法完井方式。

2）针对试验区各类剩余油，优化层系调整油井补孔。①萨尔图差油层:利用二次加密井网补孔，层位主要以目前动用差或未动用的油层为主，重点完善萨尔图层系注采关系，挖掘因注采关系不完善而形成的剩余油。②葡萄花～高台子层系:利用三次加密井网补孔，重点完善葡萄花和高台子差油层注采关系，通过开发层段纵向上的缩小，挖掘因层段跨度大、油层动用差而形成的剩余油和部分注采关系不完善而形成的剩余油。

3 层系重组效果分析

3.1 薄差油层动用状况明显改善，层间矛盾不断减小

通过纵向上层系细分调整，缩小开采油层跨度，利用缓钻井开采下部葡萄花和高台子层系，提高了注水井启动压力，油层动用状况得到明显改善，纵向上油层动用差异明显缩小。

分析试验区注水井吸水剖面资料，调整前后，葡萄花和高台子差油层吸水的砂岩厚度、有效厚度比例分别提高19.8%和26.9%，萨尔图差油层砂岩厚度、有效厚度比例分别提高8.4%和10.2%（见表2）。

表2 层系调整前后动用状况统计表

3.2 平面上注采关系得到改善，水驱控制程度明显提高

层系调整后，平面上注采关系得到完善，油水井数比由2.5下降到1.6。砂岩和有效水驱控制程度分别提高7.04%和11.6%，三向及以上连通砂岩和有效水驱控制程度分别提高30%和35.51% （见表3）。

表3 层系重组后各层系水驱控制程度统计表

3.3 区块可采储量大大增加，开发水平明显提升

1）区块可采储量增加。通过建立数模，预测试验区层系重组后增加可采储量37.3×104t，提高水驱采收率3.0%。

2）试验区日产油水平明显增加，采油速度得到提高。试验区层系调整后，产油水平明显增加，调整层系后日产油水平增加76t，调整层系采油速度由0.51%提高到0.82%，采油速度提高0.31%。

3）含水上升速度得到明显控制。试验区层系调整后，调整层系含水上升速度得到明显控制，3年来年均含水仅上升了0.27%。

4 结论

1）区块建立了水驱层系细分、井网重组模式，提高了区块采油速度和采收率，改善了区块开发效果，为特高含水期水驱开发调整技术探索了有效途径。

2）通过纵向上缩小开发井段，平面上优化注采关系，缩小注采井距，完善了萨尔图、葡葡萄花差油层注采系统，层间矛盾有效缓解，薄差油层潜力得到有效挖掘。

3）随着井网加密潜力减小，原井网控制不住型剩余油成为水驱主要接替潜力，井网重组将逐渐发展并成为特高含水期提高油层动用程度、改善水驱开发效果的主要手段。

［1］刘斌，刘灵芝 .萨南油田二区东块高台子油层注采系统调整 ［J］.大庆石油学院学报，2000，24（4）:86－89.