董洪文 陸天瑜

（吉林油田公司新木采油廠 吉林松原 138000）

新立油田Ⅲ區(qū)塊北井網(wǎng)調整方案研究

董洪文 陸天瑜

（吉林油田公司新木采油廠 吉林松原 138000）

吉林采油廠新立油田Ⅲ區(qū)塊通過精細地質研究，進一步深化認識剩余油分布規(guī)律和油水運動規(guī)律，通過產能建設實施，完善注采井網(wǎng)，制定個性化投產方案，跨專業(yè)交互式設計，大井叢集約化部井，方案設計、安全環(huán)保、施工組織“一體化”，鉆井、壓裂、作業(yè)各個環(huán)節(jié)施工作業(yè)“工廠化”，構件預制“模塊化”，把Ⅲ區(qū)塊大平臺建設成為具有一定規(guī)?？赏茝V的示范基地。

1 地質及開發(fā)簡況

吉林采油廠Ⅲ區(qū)塊北位于新立背斜構造向北傾的斜坡上，被南北走向的3條斷層夾持，區(qū)域構造比較平緩。區(qū)域面積3.29km2，地質儲量332.09×104t。開采目的層為扶楊油層，油藏類型為低滲透裂縫性構造巖性油藏，以細砂巖為主，分9個砂巖組，26個小層，油砂體面積小，分布不穩(wěn)定，主力油層為8、14、16號小層。油層中深1350m，有效厚度19m，平均孔隙度14.4%，滲透率12.8MD，原始含油飽和度55%；原始地層壓力12.2MPa，飽和壓力9.6MPa。

區(qū)域共有油井49口，開井36口；注水井19口，開井16口。日產液216.5t，日產油49.5t，綜合含水77.1%，核實累產油91.3945×104t。采出程度為25.3%，采油速度0.91%。日注水493 m3，注入壓力12.5MPa，累注水458.1308×104m3，月注采比2.19，累注采比2.05。

Ⅲ區(qū)塊北橫跨兩個地質單元。

Ⅲ-1區(qū)域(6-10排）平均單井日產液7.9t，日產油1.4t，含水82.3%；由于井況原因造成注采井網(wǎng)不完善，儲量動用不充分。16口油井套變嚴重，其中停產8口控制地質儲量41.6×104t，年產油量損失0.3×104t；8口注水井套變無法分注，不能實現(xiàn)精細注采調控。

Ⅲ-2區(qū)域（10排以北）平均單井日產液3.3t，日產油1.3t，含水60.6%。是2000年采用300m反九點面積井網(wǎng)投入開發(fā)，受地貌條件制約沒有進行井網(wǎng)調整，采出程度僅12.21%，遠低于區(qū)塊標定采收率28%，造成注采井網(wǎng)不適應，儲量無法有效動用。

2 技術研究辦法

針對目前區(qū)塊存在的問題，在區(qū)塊北結合單砂體精細刻畫和沉積相微相研究成果，合理井網(wǎng)適應性研究；分層注入產出計算，重新認識剩余油和水驅規(guī)律；井網(wǎng)調整產能方案優(yōu)化制定；新井投產投注方案科學制定，精細做到一區(qū)一策、一排一策、一井一策、一層一策；投產后跟蹤調整及效果評價；對未達到產能井，及時提出相應對策，提高產能形象。

2.1 井網(wǎng)格局研究

2.1.1 井網(wǎng)加密區(qū)

借鑒1996-1997年井網(wǎng)加密調整方式（地層壓力、采收率提高8%以上），總體采用134m線性井網(wǎng)大格局，合理調整井點位置，實現(xiàn)靈活的不等距的加密井網(wǎng)方式(圖1)。

圖1 井網(wǎng)加密調整演示圖

2.1.2 外擴區(qū)：

考慮砂體分布、井控儲量、縫控儲量、壓裂改造，井網(wǎng)優(yōu)選，實現(xiàn)各參數(shù)最優(yōu)化，最終確定反七點面積井網(wǎng)模式（圖2）。

圖2 反七點井網(wǎng)圖

Ⅲ區(qū)塊北通過資源潛力、井網(wǎng)格局的研究，整體井位部署兩個平臺，油井79口，水井13口。預計單井產能1.5t，建產能：3.56×104t。

2.2 油藏方案研究

從完鉆情況看，單井發(fā)育7套油層，平均砂巖厚度35.6m；整體看由北向南水淹程度逐漸加重。

北部擴邊區(qū)鉆遇情況：以油水同層為主，單井砂厚36.4m，其中同層34.9m，占砂厚95.8%；從電性指標對比看，與老井電性指標接近。

中部一次加密區(qū)鉆遇情況：以油水同層為主，單井砂厚34.4m，其中，中水淹以下砂厚22.2m，占砂厚64.7%；從電性指標對比看，中部一次加密區(qū)，與老井對比，新井電性指標有一定下降。

南部二次加密區(qū)鉆遇情況：從整體看，該區(qū)以強、特強水淹層為主，單井鉆遇砂厚36.4m，其中，中水淹以下層砂厚9.8m，占砂厚26.9%；從電性指標對比看，南部二次加密區(qū)，整體顯示水淹狀況加重。

按油井排井、水井排井、更新井三個類型看，水井排新井強水淹以上層比例略低，主要是新井位于井距較大的水井排間（340-380m），注入水沒有完全波及到該區(qū)域；油井排井和更新井距離老井均較近（80-120m）；從電性指標對比看，新井指標均低于老井。

2.3 油水運動規(guī)律研究

新立油田水驅特征主要與沉積特征關系密切，砂體延伸方向是注水見效的優(yōu)勢方向，動用時壓裂造縫方向要避開主流線方向。

2.4 分層剩余油研究

油井根據(jù)措施前后增產量、地層系數(shù)、產液剖面數(shù)據(jù)等，把產量從投產到目前，按月產油、月產水井行劈分到各小層。

水井根據(jù)吸水剖面、地層系數(shù)計算，把每月各小層注水量合計成累注水量。

從Ⅲ區(qū)塊北油水井分層累產油、累注水情況看，8、14、16號小層既是主要產油層，也是主要產水層，主力層注水量高，水淹較重，但是剩余油多，依然是該區(qū)今后主要采出層。二、三類主力層，產出少，水淹輕，剩余油富集，是下步動用方向。

2.5 地層能量研究

在Ⅲ區(qū)塊開鉆前和鉆井過程中，共安排老井測壓8口，共11井次，目前占井3口；從籠統(tǒng)測壓變化看，壓力從南往北逐漸降低，表明老井周圍地層虧空，新井可以采取蓄能壓裂方式，對新老井進行能量補充；從分層測壓變化看，主力層壓力高于非主力層，表明主力層累積注入更多，非主力層的水淹相對較輕，動用潛力更大。

新井射孔后安排測靜壓，按不同的類型安排9口。根據(jù)測壓分析，擴邊區(qū)新井壓力保持在原始地層壓力附近；一次加密區(qū)油井排新井壓力高于老井，但是與原始地層壓力接近，通過井網(wǎng)完善，可以挖掘井間剩余油；二次加密區(qū)油井排新井壓力高于老井，表明歷史注采關系密切，水驅范圍波及到新井區(qū)域，動用時需要控制改造規(guī)模。

3 單井投產方案制定

（1）北部擴邊井：動用目的層巖性好、物性好、含油性好體積壓裂、蓄能壓裂增大縫長、縫寬、縫高；

（2）中部油井排：水淹程度低、鄰井采出程度低、RFT測試壓力低常規(guī)壓裂、蓄能壓裂增加地層裂縫密度，造復雜縫；

（3）南部水井排：單向連通、不連通、臨井注水量少、水淹程度低小規(guī)模轉向壓裂、復合射孔近井地帶造轉向裂縫（復合射孔避免快速水淹）；

（4）南部更新井：老井未動用、動用次數(shù)少、采出程度低小規(guī)模轉向壓裂近井地帶造轉向縫。

4 結論

《新立油田Ⅲ區(qū)塊北井網(wǎng)調整方案研究》項目通過精細研究，深入認識油藏，保證投產、投注方案科學性、有效性、合理性，Ⅲ區(qū)塊產能建設達到平均單井產能1.5t/d，采收率提高5%以上。分層產出、注入計算軟件的應用，在剩余油認識中，滿足高含水開發(fā)階段對分層認識的需求。通過該項目研究，找出繼續(xù)外擴潛力，結合老井措施挖潛，注水方案調整，低效井下步提高單井產量等對策進一步提高區(qū)塊開發(fā)效果，提高采收率。使得新立油田Ⅲ區(qū)塊在高含水開發(fā)階段剩余油研究的精細程度更高，挖潛技術的針對性更強，為油田提高采收率提供了強有力的技術支撐。

Ⅲ區(qū)塊北 大井叢 一井一策 個性化投產方案