小集油田注采井网优化调整研究

乔 志 学

(中国石油大港油田分公司第三采油厂)

0 引 言

小集油田位于黄骅坳陷孔店构造带南端，为砂泥岩互层的复杂断块油藏，总体呈“中间高，南北低”格局，11个含油断块中G 979、G 938等断块位于构造高部位，是小集油田的主力开发单元，南北两翼位置以低动用、难动用断块为主，其中主要是G 28等断块[1-4]。

小集油田经过近40年的勘探开发，主要存在以下几方面问题：

(1)注入水水质不达标及腐蚀结垢，套损及事故井增加，导致注采井网不完善，稳产难度大；(2)注水井点损失，流线损失，注水控制的地质储量失控；(3)油藏强非均质性，加之长期合采合注，油层动用程度逐年下降。受油管腐蚀、结垢等因素影响，套损及事故井不断增加，破坏了注采井网的完整性，造成流线场损失，压力场失衡，剩余油分布不均，如何进行注采井网优化调整，补匀流线场，重构压力场，提高动用程度，挖掘剩余油潜力，是目前急需解决的问题。

1 开发对策

1.1 基于剩余油分布规律的井网优化调整技术

1.1.1 潜力研究

小集油田受套损套变影响损失注水井点共21口，影响注水量3 080 m3，受此影响，注水流线损失，导致857.92×104t地质储量失控。应用数值模拟确定剩余油分布规律，结合油藏工程方法，确定剩余油的定量描述(图1)。

图1 断块剩余油定量情况

通过数值模拟结果可以看到，由于注采井网破坏，造成剩余油难以驱替，断层和井网不完善形成的剩余油达23.1×104t。这些没有注采井网控制的储量是油田开发的潜力所在。

1.1.2 技术对策

根据区块各井区剩余油饱和度高低以及剩余可采储量大小，结合历史治理情况，划分为三个层次治理井网，具体划分情况见表1。

表1 井网优化调整对策模式划分

根据剩余油分布进行分类，首先确定剩余油富集区及分散区，针对富集区加密井网，修复、转注。剩余油分散区，拉大井距，重点治理。考虑储集层非均质性和采出程度，结合数值模拟剩余油分布规律，建立基于剩余油分布规律的井网优化调整技术，具体流程如图2所示。

图2 井网调整流程示意

1.2 与驱替速度相匹配的井网优化调整技术

1.2.1 潜力研究

小集油田经过30多年的注水开发，优势通道普遍存在，但也有部分井区的注采关系尚未形成(图3)，为此开展驱替速度研究。从图中可以看出见示踪剂天数，其中有许多油井没有见到注水效果，这些油井与对应水井未构成明显的注采关系，未形成注采关系的井组是研究的潜力点，建立与驱替速度相匹配的注采井网调整技术显得尤为重要。

图3 注采关系未形成井组情况

1.2.2 技术对策

受毛细管力、非均质性等因素控制及影响，储集层内水驱油方式为非活塞式，具体情况如图4所示。储集层水驱油方式存在过渡带，初期注水水驱可能无法见效，假设地层为一维水驱，由Buckley方程可知，未见水时可以提高驱替速度，加快油井见水速度，见水后可以控制水驱速度，从而降低油井含水。建立与驱替速度相匹配的注采优化技术，具体流程见图5。

对于注水未见效的井组，通过提高注水量，扩大注水压差，提高驱替速度，建立注采关系，然后注水含水上升后期，通过调剖、调驱，提高水驱波及体积，建立优势通道。通过注采关系优化，对于注水不见效井组，尝试建立注采关系，提高驱替速度和增大注水量，加强注水，建立注采通道，驱替剩余油。对于注水存在优势通道井组，提高波及体积，缓解层间矛盾，调驱调剖等手段，驱替剩余油，挖掘局部油藏潜力。

图4 储集层水驱油方式示意

图5 注采优化流程示意

2 研究成果与效益分析

2.1 研究成果

通过对小集油田井网适应性及剩余油潜力研究，得到以下研究成果(表2)。根据研究成果，选取25口井实施修复、转注、调剖、调驱、加强注水等作业，进行小集油田综合治理。

2.2 效益分析

根据研究成果，实施水井工作量25口(表3)，其中老井修复6井次，转注8井次，增注5井次，调驱、调剖6井次， 46口油井受益初期共增油80.8 t/d，实现油井累计纯增油近万吨，目前依然日增油24.2 t。经济效益较为可观。

注采井优化调整不仅对小集油田注水开发提供了有力的技术保障，同时为补流场和匀流场工作提供了新的方式。

表2 研究成果情况

表3 成果应用初期效果统计

3 结束语

小集油田注采井网优化调整技术通过现场应用试验，证明了其有效性，这也对注水开发的同类油藏进一步挖潜具有重要的借鉴意义。通过恢复损失的流线场，提高油层动用程度，挖掘剩余油潜力，改善开发指标，提升开发水平，实现了老油田的持续稳健发展。