二类油层井网重构技术研究

杨玉福 （中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂地质大队，黑龙江 大庆163414）

萨南油田二类油层以枝坨状三角洲内前缘相沉积为主，平面上各类砂体相间分布，河道砂、主体砂连续性差，相变幅度大，目前以2排注水井夹3排采油井的行列井网注水方式开发，切割距1600m。由于二类油层仅基础井网开采，注采井距大，砂体规模小，加密时未作为调整对象，油层水驱控制程度低。

统计了10口基础井网采油井，二类油层砂岩和有效厚度的水驱控制程度分别为79.16%和76.86%。其中三向及以上连通厚度比例仅为2.68%和2.13% （见表1）。

表1 二类油层水驱控制程度统计表

1 利用资料重新再认识

应用井震资料解释成果以及储层参数重新认识和细化结果，重新修正三维地质模型；利用Gptmap软件进行相约束建模，建立相模型及相约束属性模型，形成真实反映地下沉积特征的三维地质模型；利用PBRS软件，将研究区内油水井的动静态资料、措施与监测等资料加载，在数值模拟技术上，应用相渗曲线匹配技术，提高流体运动描述精度，应用精细历史拟合技术，提高措施井精度。

建立地质模型网格节点数125×55×110个，利用新钻井资料，重新进行了相控建模及数值模拟工作 （见图1），在原有注水井分层注水拟合和按不同井网、不同微相对相对渗透率曲线进行赋值的基础上，研究了多油层合层不同连通类型垂向渗透率的赋值方法，针对不同井、不同小层的动用情况及连通状况赋相应的垂向渗透率值，提高了流体垂向渗流的准确性。多学科研究精度提高，含水率拟合误差达到0.45%的水平 （见图2）。

图1 构造模型

该类油层受基础井网井距大、平面相变频繁影响，油层动用效果差，中间井排附近剩余油相对较多。目前二类油层平均含水饱和度0.571%，剩余油多富集于断层边部及注采不完善井点，所占比例56.76%，在注采完善井点，剩余油多富集于中间井排，并以平面干扰型和吸水差型为主，局部井点为二线及滞留区型。

2 二类油层井网重构实现

1）明确补孔挖潜技术界限 二类油层主要属于三角洲内前缘沉积，平均单井砂岩厚度12.0m，有效厚度6.5m。3套加密井网中，仅有一次加密井网与基础井网的井位关系存在统一性，射孔层位的油层性质相近，因此优选一次加密油水井进行补孔，形成反九点法布井方式，井距由500m缩小到250m，二类油层工作井网密度由5.04口／km2增加到11.24口／km2，增加可采储量27.40×104t。

图2 含水率拟合

在挖潜的同时，明确补孔挖潜的 “1234”技术界限：立足加密井网1套井网进行补孔；补孔井的日产油要低于2t；补孔井位于3个区域 （原井网注水井报废区、断层边部、中间井排）；主要挖掘4种类型剩余油 （注采不完善型、层间干扰型、二线受效型、平面干扰型）。

2）界定补孔挖潜对象 补孔多以主体、非主体砂为主，河道砂补孔比例较小，且多为河道边部变差层位和孤立砂体。补开河道砂体也以孤立河道以及河道变差部位为主，其中河道变差部位补孔层数占河道补孔总层数的63.0%。

3 井网重构效果

1）非目的层不同类型砂体动用比例提高 实施注水井补孔18口，补开191个沉积单元，平均单井补射砂岩厚度12.4m，有效厚度6.9m，补孔同时结合层段细分，平均单井注水层段由4.3个调整到6.9个，与补孔前对比，注水压力下降0.15MPa，日配注增加450m3，日实注增加347m3。补孔后层间干扰减缓，非目的层的砂岩吸水比例增加3.37%，有效吸水比例增加8.05% （见表2）。

表2 非目的层补孔前后不同类型砂体动用比例对比统计

2）二类油层水驱控制程度提高 实施采油井补孔23口，补开276个沉积单元，平均单井补射砂岩厚度15.4m，有效厚度7.7m，补孔初期日增液914t，日增油111t，综合含水由94.97%下降到90.60%，平均单井日增油5.0t，累计增油量2.41×104t。实施补孔后，砂岩和有效水驱控制程度分别由79.16%、76.86%提高到95.24%、94.62%，分别提高了16.08%和17.76%。其中三向及以上砂岩、有效厚度的连通比例分别提高15.27%和13.46%。将多学科成果与油藏工程方法相结合，预测调整注采系统后，二类油层采油速度提高0.23%，采收率提高2.96%。

4 结 论

（1）井震联合深化精细油藏描述，是实现地质再认识的基础；与多学科油藏研究成果结合，是量化剩余油分布、指导油田开发实践的技术支撑。

（2）二类油层井网重构，完善了单砂体注采关系，挖掘了现井网控制不住的潜力，是水驱开发经济、有效的调整方式。

（3）二类油层井网重构技术，有效的改善了水驱特高含水期的开发效果，对高含水后期深度开发调整挖潜起到了较好的指导作用。