匡曉東，唐湘明，王 磊，王善強(qiáng)

（1.中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇 揚(yáng)州225009；2.中國石化華東工程有限公司測井分公司，江蘇 揚(yáng)州225000）

江蘇油田受幾何形態(tài)不規(guī)則、 構(gòu)造破碎的限制，注采井網(wǎng)多為不規(guī)則三角形井網(wǎng)。 油田進(jìn)入高含水開發(fā)后期，受層間級(jí)差、沉積相帶等地質(zhì)因素，以及長期水驅(qū)形成優(yōu)勢(shì)通道、上返、卡層、套損、加密、調(diào)補(bǔ)層等開發(fā)因素的影響，油藏普遍存在井網(wǎng)密度高、平均單井控制儲(chǔ)量低、產(chǎn)量遞減快、剩余油分布復(fù)雜等開發(fā)特征，當(dāng)前井網(wǎng)適應(yīng)性差，難以滿足油田穩(wěn)產(chǎn)目標(biāo)需求［1-2］。 在目前低油價(jià)下，傳統(tǒng)的井網(wǎng)調(diào)整模式投入大、適配性差，很難取得好的效果。 為探索復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)中后期高效的調(diào)整模式， 以江蘇油田小斷塊油藏剩余油為重點(diǎn)解剖對(duì)象，進(jìn)行井網(wǎng)再優(yōu)化技術(shù)對(duì)策研究，充分利用現(xiàn)有油水井資源開展井網(wǎng)平面、縱向立體調(diào)整，從而實(shí)現(xiàn)深化水驅(qū)，提高采收率的目的。

1 現(xiàn)井網(wǎng)條件下水驅(qū)潛力及剩余油分布

1.1 水驅(qū)潛力評(píng)價(jià)

江蘇油田主力油田井網(wǎng)模式以不規(guī)則三角形井網(wǎng)為主。 現(xiàn)井網(wǎng)條件下，開發(fā)方式及地層條件制約了開發(fā)效果，有進(jìn)一步提高采收率的潛力：（1）近年來油田綜合含水穩(wěn)步走高， 但多數(shù)油田注水驅(qū)替倍數(shù)均低于1，反映補(bǔ)層井未被水驅(qū)，有進(jìn)一步強(qiáng)化水驅(qū)，提高油藏采收率的潛力。 （2）根據(jù)水驅(qū)潛力大調(diào)查，油田水驅(qū)動(dòng)用程度71.3%，分析復(fù)雜斷塊油田穩(wěn)產(chǎn)特征， 新增動(dòng)用儲(chǔ)量是油田穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)，因此，非主力層儲(chǔ)量的高效動(dòng)用是油田穩(wěn)產(chǎn)關(guān)鍵。（3）微觀孔隙結(jié)構(gòu)實(shí)驗(yàn)顯示， 長期水驅(qū)后油藏物性變好，為油田開發(fā)后期的井網(wǎng)抽稀提供了理論支撐［3］。（4）低產(chǎn)及關(guān)停井?dāng)?shù)多，占比33.07%，老井資源豐富，有井網(wǎng)再優(yōu)化、老井再利用的潛力。 （5）當(dāng)前油田平均壓力水平0.65，較低的壓力水平遏制了提液穩(wěn)產(chǎn)潛力，下步有強(qiáng)化注水提高油藏壓力水平及提液穩(wěn)產(chǎn)的潛力。

1.2 剩余油分布

現(xiàn)井網(wǎng)條件下， 為夯實(shí)井網(wǎng)再次調(diào)整的基礎(chǔ)，開展了強(qiáng)化水驅(qū)后期剩余油分布研究，厘清了剩余油分布模式［4-6］：

（1）斷棱剩余油富集模式：窄條狀油藏受構(gòu)造因素等影響，導(dǎo)致開發(fā)后期剩余油主要富集在構(gòu)造高部位斷棱附近。

（2）油水過渡帶剩余油富集模式：受地質(zhì)因素和開發(fā)注采井網(wǎng)因素的影響，油水邊界附近形成剩余油富集區(qū)。

（3）非主力層剩余油富集模式：縱向上受不同砂體物性差異影響，物性較差的非主力層水驅(qū)動(dòng)用較差，采出程度低，形成剩余油富集區(qū)。

（4）復(fù)雜模式剩余油富集區(qū)：主要是受相帶控制、注采井網(wǎng)不完善、采油井間注水未波及等因素影響形成的剩余油富集。

2 開發(fā)后期井網(wǎng)再優(yōu)化技術(shù)

江蘇油田近兩年雖然控遞減取得了一定效果，但離油田總目標(biāo)還有差距，因此在老油田常規(guī)控遞減上必須有超常規(guī)思路與舉措［7-9］。 建立高含水（≥90%）油藏典型理論模型（見圖1），研究復(fù)雜斷塊油藏不規(guī)則三角形注采井網(wǎng)再優(yōu)化提高采收率技術(shù)，用于指導(dǎo)現(xiàn)場井網(wǎng)調(diào)整。

圖1 井網(wǎng)再優(yōu)化概念模型及思路

2.1 （擬）均質(zhì)油藏井網(wǎng)優(yōu)化

針對(duì)（擬）均質(zhì)油藏，建立了2 種井網(wǎng)模式（見圖2）： a 井網(wǎng)為一排注水井一排采油井，適合含油帶較窄的油藏；b 井網(wǎng)為一排注水井兩排油井，適合含油帶較寬的油藏。主要參數(shù)：滲透率20×10-3μm2，孔隙度0.2，油層單一且有效厚度8 m，凈毛比0.8，地層傾角10°，地層深度1 700 m。 對(duì)每種井網(wǎng)根據(jù)抽稀油井位置進(jìn)行模擬， 油井配產(chǎn)以采油速度3%為依據(jù)，保持注采平衡，以15 a 模擬指標(biāo)為依據(jù)。分別在2 種原井網(wǎng)， 含水≥90%條件下設(shè)計(jì)抽稀不提液、抽稀提液和抽稀提液增注等方案，結(jié)果表明累積產(chǎn)油量（見圖3）為：抽稀不提液<原井網(wǎng)<抽稀提液<抽稀提液增注。

圖2 井網(wǎng)抽稀前后剩余油分布對(duì)比

圖3 井網(wǎng)抽稀前后累產(chǎn)油對(duì)比

2.2 多層油藏井網(wǎng)優(yōu)化

縱向上抽稀方案面臨的對(duì)象是高含水后期的多層砂巖油藏，為方便研究，研究區(qū)塊采用交錯(cuò)切割注水井網(wǎng)概念模型，縱向上兩層，中間存在隔層，主力層參數(shù)：滲透率150×10-3μm2，孔隙度0.25，油層有效厚度10 m，凈毛比0.8；非主力層參數(shù)：滲透率10×10-3μm2，孔隙度0.05，油層有效厚度3 m，凈毛比0.5。 在原網(wǎng)基礎(chǔ)上分別設(shè)計(jì)了主力層抽稀+非主力層轉(zhuǎn)采、主力層抽稀+轉(zhuǎn)注非主力層、抽稀后籠統(tǒng)注水等方案（見圖4），結(jié)果表明累積產(chǎn)油量（見圖5）為：（主力層抽稀+轉(zhuǎn)注非主力層）<（轉(zhuǎn)注主力層+籠統(tǒng)注水）<原井網(wǎng)<（主力層抽稀+轉(zhuǎn)采非主力層）。

圖4 多層油藏井網(wǎng)優(yōu)化剩余油分布

圖5 多層油藏井網(wǎng)抽稀前后累積產(chǎn)油量對(duì)比

2.3 相控條件下井網(wǎng)優(yōu)化

建立沉積微相控制的物性較好的主河道相帶及物性較差的非主河道相帶的概念模型， 兩排井網(wǎng)，邊部注水開發(fā)，后期油藏整體液量保持一致。 在原井網(wǎng)基礎(chǔ)上分別設(shè)計(jì)了主河道抽稀和非主河道抽稀的方案（見圖6），結(jié)果表明累積產(chǎn)油量（見圖7）為：原井網(wǎng)<非主河道抽稀<主河道抽稀。 以主河道滲透率與非主河道滲透率比為級(jí)差值，對(duì)比平面級(jí)差1 至8 條件下， 抽稀主河道高含水采油井，滲透率級(jí)差3 左右抽稀效果最好， 隨著級(jí)差增大，調(diào)整效果變差（見圖8）。

圖6 相控條件下井網(wǎng)優(yōu)化剩余油分布

圖7 相控條件下井網(wǎng)抽稀前后累產(chǎn)油對(duì)比

圖8 不同級(jí)差下主河道抽稀累產(chǎn)油對(duì)比

通過概念模型的建立及多種井網(wǎng)優(yōu)化方案模擬，初步形成了一套復(fù)雜斷塊油藏高含水期井網(wǎng)優(yōu)化模式（見圖9）。

圖9 復(fù)雜斷塊油藏高含水期井網(wǎng)優(yōu)化模式

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

實(shí)例1： 江蘇油田高7 斷塊近幾年產(chǎn)油量逐步下降，調(diào)整前含水94.7%，采出程度24.87%，屬雙高單元，上套層系E1f22-1-E1f23-1為主力砂體，水淹嚴(yán)重且含油飽和度低，E1f23-2及以下為非主力砂體，動(dòng)用較差且含油飽和度高， 通過主力層系井網(wǎng)抽稀重建，非主力層系注采井網(wǎng)完善，深化水驅(qū)提高波及，改善開發(fā)效果，調(diào)整如下：高7 井、高7-1 井、高7-2井、 高7-3 井和高7-27 井從生產(chǎn)主力層E1f23-1抽稀至非主力層E1f23-5生產(chǎn)，高7-13 井、高7-14 井和高7-18 井從生產(chǎn)主力層E1f23-1抽稀至非主力層E1f23-5注水， 日產(chǎn)油量比不調(diào)整平均日增油5 t，綜合遞減率從11.5%降至6%，自然遞減率從11.5%降至7.1%，提高采收率1%（見圖10，11）。

圖10 高7斷塊E1 f23-1井網(wǎng)優(yōu)化

圖11 高7斷塊E1 f23-5井網(wǎng)優(yōu)化

實(shí)例2：陳2 斷塊陳2-26 井區(qū)陳2 平6 井位于E1f31-14小層主河道，日產(chǎn)油0.2 t/d，日產(chǎn)液17.5 t/d，含水98%，結(jié)合沉積微相研究成果（見圖12），將位于主河道的高含水井陳2 平6 井關(guān)停后，該井組位于河道側(cè)緣的陳2-22 井水驅(qū)狀況得以改善，日產(chǎn)油由抽稀前的1.5 t/d 上升至2.5 t/d，凈增油1t/d。

圖12 陳2斷塊E1 f31-14小層陳2-26井組沉積微相分布

4 結(jié)論

（1）采用概念模型開展了井網(wǎng)再優(yōu)化技術(shù)研究，模擬結(jié)果表明在高含水開發(fā)后期（擬）均質(zhì)油藏采用抽稀提液增注，多層油藏采用主力層抽稀、轉(zhuǎn)采非主力層， 相控油藏采用抽稀主河道等井網(wǎng)優(yōu)化模式效果最佳。

（2）相控條件下井網(wǎng)優(yōu)化模式表明隨著主河道與非主河道級(jí)差增加，增油效果呈先增加后減少的趨勢(shì)，級(jí)差值在3～4 時(shí)增油效果最佳。