补充井在窄小河道油田剩余油挖潜中的应用

丁新伟

(1.浙江大学 地球科学系，浙江 杭州310027;2.大庆油田有限责任公司 第五采油厂，黑龙江 大庆163513)

0 引言

某油田以窄小河道砂发育为主，采出程度为27.92%，综合含水91.69%。与相邻的开发区块相比，综合含水高0.17%，而采出程度却低了16.32%。产量递减、含水上升速度快的矛盾突出，现井网条件开发效果差。单砂层注采不完善的矛盾突出，水驱控制程度仅76.75%，且以单方向连通为主，单方向连通层数36.65%，致使油田整体开发效果较差。2004年以来陆续布了63 口补充井，平均单井钻遇油层砂岩厚度17.2m，有效厚度8.1m。其中油井51 口，射开砂岩厚度17.2m，有效厚度8.1m，投产初期平均单井日产液量10t，日产油量3.4t，综合含水66.0%，流压3.64MPa。注水井12 口，平均单井射开砂岩厚度11.7m，有效厚度5.6m，初期注水压力9.6 MPa，日注水量25m3。补充井的投产投注有效地挖掘了注采系统不完善形成的剩余潜力。

1 优化补充方案设计

充分利用多学科油藏研究和井震结合技术成果，研究各类油层的动用状况，分析剩余油的分布特点，量化补充井目的层位的地质储量，优选井位，最终使地质方案设计准确合理。

1.1 目的层位储量优化

多学科油藏研究成果表明现井网条件下注采不完善形成的剩余油比例达20.69%［1］，为了有效改善油田开发效果，需要结合剩余油分布特点继续寻找补充调整潜力，努力完善注采关系。为此我们应用多学科集成化油藏研究成果，结合三维地震资料精细解释成果，对采出程度小于10%，单个网格由于注采不完善形成的剩余地质储量大于200t 的区域进行研究，优选出地质储量大、油层动用状况差的井区和层位。由于该区块河道砂体发育窄小，砂体认识难度大，在现有井网条件下，河道砂体认识符合率仅为66.9%。为了有效调整河道砂体的注采关系，方案设计基本以油井为主，完钻后，根据砂体的实际钻遇情况，开展地质再认识，分析确定油水井别并进行注采系统调整油井转注完善注采关系。最终根据多学科研究成果以及单井控制的可采储量，初步确定了补充井井数为52 口，预计增加可采储量为19.0580 ×104t。

图1 区块多学科研究成果剩余储量分布图

1.2 井位设计优化

该区块发育15 个沉积单元，根据砂体沉积规模、形态及砂体连续性，将砂体分成有主体带顺直型分流砂体、无主体带顺直型分流砂体、断续窄条带顺直型分流砂体和稳定分布席状砂四种类型，区块河道砂体发育规模小，以单倍井距控制为主，单倍井距控制的河道砂体比例达到79.8%。由于河道砂体发育规模小，尖灭区发育，导致油层水驱控制程度低，且以单方向连通为主，钻补充井完善单砂体注采关系风险较大。布补充井主要对象是无主体以及断续窄条带顺直型分流砂体，这部分砂体由于单倍井距控制为主，油层动用状况差，剩余地质储量大，因此布补充井时能够准确认清地下油层钻遇情况和断层钻遇情况，通过多学科研究成果确定剩余储量后，应用井震结合技术，可以判断补充井是否钻遇断层。砂体分类情况如表1所示。

表1 区块各类砂体特征分类情况表

应用多学科油藏研究成果初步拟定的52 口井，找好井位关系，将每口井绘制在井位图，之后利用井震结合技术，预测补充井在地下钻遇断层情况，可通过井位移动以及取消井位优选井位设计，应用井震结合技术，认为有14 口井的目的层位会钻遇断层而损失，因此最终确定38 口井可以形成补充井方案。

图2 某井调整前后联井剖面

1.3 方案设计优化结果

通过应用多学科研究成果以及精细井震解释成果技术，经过认真分析，反复论证，结合动静态资料以及油层动用状况，最终确定了补充井井位和每口单井的目的层位和初期生产情况，拟钻补充油井37 口，水井1 口，如表2。应用数值模拟技术手段，预计平均单井钻遇砂岩厚度9.7m，有效厚度7.1m，投产初期平均单井日产液8t，日产油2.2t，综合含水72.99%，注水井初期日注水26m3。

表2 补充井钻遇及生产情况预测表

2 方案设计突出特点

多学科研究成果已经实现了区块的满覆盖，某油田虽然发育窄小河道，但是通过精细的数值模拟，该区块的拟合精度已经达到79%;同时井震结合精细解释成果可以准确判断地下断层的发育情况，新老井钻遇油层情况，为布新井提供了技术保障。本次应用多学科研究成果、井震结合精细解释成果指导油田内部布补充井，布井基本以油井为主，避免了区块采油速度过低的现象，根据砂体的实际钻遇情况，开展地质再认识，分析确定油水井别并进行注采系统调整油井转注完善注采关系。

采油工程在方案设计过程中，以2004年以来陆续投产的补充井投产情况为基础，经过整体优化，紧密结合油田实际，充分考虑油田油藏特性，吸收最新的科研成果，着眼于满足油田生产的需要，以经济效益为中心，注重各项工艺在油田开发过程中的适应性、先进性、配套性和实用性，对完井、注入、举升等各项工艺进行了详细的设计，设计内容全面，论证详实，依据充分，其实用性、创新性、科学性强，经济效益显著，为该区块开发指标的全面实现提供了有力的技术保证和重要的指导作用。其突出特点是采用多方案技术、经济对比论证，实现方案设计最优化;优化单井完井设计，应用一体式复合射孔工艺技术，提高单井采液强度;优化机泵杆匹配，加大新技术应用力度，优化节能技术，提高方案设计先进性;优化举升工艺设计，延长检泵周期;为保证开发效果，注水井不排液直接投注，投注采用热泡沫混气水洗井。

补充井建设方案地面系统采用简化工艺、利用剩余能力等措施，应用节能设备降低了地面工程建设投资。大力推广单管环状集油流程，简化地面工艺。补充井建设方案过程中，地面集输工艺全面推广应用了单管环状掺水流程，并且不断简化，由初期的2 ～3 口井/环到目前的5 口井/环以上。与原来的双管掺水流程相比，平均单井掺水量降低了50%，相当于转油站新增负荷降低了25%，节省管道数量30%以上，节约能耗50%以上。新建的油井应用了单管环状掺水集油工艺，通过与老井搭环，减少双管流程井12 口，少建集油掺水管道约9.8km。合理利用已建系统剩余能力，控制新增站库数量。新井产液均依托已建联合站、转油站、计量间、配水间、道路系统和供配电设施剩余能力，未新建脱水站和转油站，仅对区域内的计量间改造。

3 取得的效果

目前38 口(37 油井、1 水井)井全部投产投注，储层认识进一步清楚，井网布局科学合理［2］。目前水井注水量为26m3/d;37 口采油井已经投产，平均单井射开砂岩厚度15.8m，有效厚度6.2m，投产初期平均单井日产液量12.1t，日产油量3.0t。与2005年、2006年、2007年投产的52 口补充井进行对比，平均单井多产油1.3t，含水下降9.5%。其中两口井由于钻遇厚度小，射孔完毕后未基建，直接采取提捞的开采方式，这部分井截止到目前，已经累积产油5.9 ×104t。提高了某油田阶段采出程度0.21%，吨油价格按照2101 元/吨，吨油成本759.39 元/吨，则可创效7916.30 万元。

方案设计的各项工艺技术实施后，均见成效，完井技术取得了较好的增产效果，采油设备得到了有效利用。各项设计指标均达到了预期水平，满足了开发要求。油田地面系统设计过程中，能够贯彻“少投入，多产出”提高经济效益的原则，优化设计方案，积极采用先进工艺技术及设备，降低投资，减少工程量，加快施工速度，努力降低运行费用，在规划设计时能够充分考虑油田滚动开发的特点和要求，结合地质开发方案，分期投入，分期建设，节省投资，努力做到投资效益最大化，降低了吨油成本。工艺技术成熟可行，简化了地面流程，充分利用了地方基础设施，节约了投资，提高了开发总体经济效益。

4 结论与认识

某油田发育窄小河道，目前补充井已经全部投产投注，从实际生产情况来看，要好于方案预测效果，因此应用多学科研究成果、井震结合成果布补充井方法，适合窄小河道砂体发育的油田。储层认识进一步清楚，井网布局科学合理，完善了该区块的注采关系，钻井采油工程设计操作性强，地面工程方案的编制坚持科学的规划设计理念，采用个性化设计，以科学试验为先导，以开发生产为核心，以优化简化为手段，以降本增效为目的，几点认识:

1)多学科集成化油藏研究成果可以量化现井网条件下注采不完善井区的剩余油分布;

2)应用多学科集成化油藏研究成果，结合三维地震资料精细解释成果，寻找补充调整潜力，改善了注采关系，提高了油田开发效果;

3)通过布补充井，可以充分挖掘窄小河道剩余潜力，改善了区块开发形势，提高阶段采出程度;

4)从实施效果看，方案设计内容全面，论证详实，各项工艺设计合理，其实用性和可操作性较强，能够满足区块开发的生产需要。

［1］朱焱，李树臣.高含水后期油田开发调整配套技术研究实践［M］.北京:石油工业出版社，2008:148 -153.

［2］计秉玉，李彦兴、李洁.大庆油田多学科油藏研究与应用论文集［M］.北京:石油工业出版社，2007:435 -438.