控制产能建设投资的开发调整技术研究

冯耀国 （吉林大

学地球科学学院，吉林 长春 130012 中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江 大庆 163414）

目前，大庆油田进入高含水开发后期，处于多套井网和水聚驱开发并存阶段，剩余油分布日益零散，调整挖潜难度大，百万吨产能投资相对较高的严峻形势，产能建设与投资矛盾日益突出。目前控制产能建设投资的方法主要有以下4种:一是建立油藏经营管理模式，实现了产能建设投资效益最大化［1］；二是应用经济评价模型，确定产能投资界限，控制产能投资，比如产能投资界限模型［2－4］、模糊层次评价模型［5］等；三是地下地上整体优化，以达到降低投资，提高效益的目的［6］；四是通过采取优化井位部署，提高单井产能，优化产能区块部署及系统布局，简化地面工艺技术，探索试验新工艺、新技术等措施［7－9］。大庆油田老油区目前挖潜对象主要为非主力油层，即二、三类油层。二类油层是指渗透性能较低、孔隙度不高、砂体厚度较小、储层物性较差，开采成本较高，但是具有一定开发潜力的油层，以三角洲分流平原沉积和三角洲内前缘沉积为主。三类油层主要是指有效厚度小于1m，有效渗透率小于100mD的油层及表外储层，沉积微相以水下分流河道砂体和席状砂体沉积为主。下面，笔者在深入分析研究区二、三类油层地质特征前提下，充分利用开发地震和油层开发动态等资料，在深化储层系组合方式及开发次序基础上，对注采井距及井网衔接方式进行科学的论证，保证二类油层得到有效动用，并实现与三类油层三次采油井网有效衔接。

1 优化井网衔接

1）层系组合方式。针对二类油层发育特点，笔者开展了油层非均质性、动用状况等指标研究，优化聚驱层系组合方式。二类油层发育厚度大、层段相对集中的南A区，首次开采层段为萨Ⅱ7－12油层，下返层段为葡Ⅰ5－7＋Ⅱ1－3油层 （葡Ⅰ、Ⅱ分别为葡萄花油层Ⅰ、Ⅱ油组），上返层段为萨Ⅰ＋Ⅱ1－3层段 （萨Ⅰ、Ⅱ分别为萨尔图油层Ⅰ、Ⅱ油组）。二类油层发育厚度小、层段少，且与三类油层平面上、纵向上交互分布，空间分布零散的南B区，首次开采层段为萨Ⅱ7－14油层，后期由下至上分段开采三类油层。

2）布井方式。根据南A区和南B区开发历程的不同，对不同井距下聚驱控制程度、提高采收率等指标研究，确定不同区块合理注采井距及井网衔接方式。

南A区二类油层采用新钻一套175m井距的五点法面积井网，聚驱控制程度能达到70%以上，提高采收率10%以上。后期利用该井网由下至上，逐级上返，开采其他二类油层。可少钻井1579口，减少钻井投资17.51×108元。

南B区二类油层与三类油层平面上、纵向上交互分布，空间分布零散，设计后期利用该套井网由下至上分段分期进行三类油层三次采油。依据2004年开辟的南B区东部三类油层聚合物驱现场试验成果，110m注采井距下能实现三类油层三次采油的有效开发，因此采用110m井距的五点法面积井网，二类油层聚驱控制程度达到73.47%，提高采收率为10.71%。结合井网布井方式，在保证水、聚驱井网独立性的前提下，进一步优化与现有井网的衔接，减少对高效益水驱产量的影响。确定新布井与葡Ⅰ1－4油层聚驱井利用的衔接方式，该套井网含水最高，单井日产油水平最低，利用后二类油层形成规则五点法面积井网，注采关系协调，对水驱产量影响最少。因此，南B区二类油层采用新钻井与利用葡Ⅰ1－4一类油层后续水驱老井相结合的布井方式，可少钻井549口，减少钻井投资6.09×108元。后期利用该套井网开采三类油层，达到了一次投资、多次利用的目的。

2 优化布井方案设计

1）应用三维开发地震技术［10］，精细了油藏构造和储层认识，指导构造复杂地区布井方案的设计。南A区西部位于萨尔图油田构造高点，断层发育极为复杂，通过应用三维开发地震和测井解释成果，对构造和断层的认识更清晰，总体上构造趋势基本一致，小断层数量增加，断层延伸长度增加，形成多个封闭和半封闭断层，萨Ⅱ顶断层由24条增加到75条 （见图1）。

2）应用井震联合解释成果［11］，搞清剩余油分布规律，落实剩余油潜力，指导南A区西部布井方案优化，共计调整设计井89口。其中为避免萨Ⅱ7－12油层聚驱井目的层断失，取消设计开发井13口，减少钻井投资1442×104元；为了提高断层封闭区域现有井网利用率及降低钻井风险，二类油层聚驱采取新钻井与现有水、聚驱井综合利用的布井方式，少钻井19口，减少钻井投资2302×104元；为保证萨Ⅱ7－12油层聚驱井目的层完整，调整开发设计井57口，增加产能5.74×104t。新井解释二类油层聚驱井均钻遇目的层，井震解释成果能预测断距3～5m的断层。

图1 井震解释断层分布图

3 优化完井方案设计

1）明确调整原则、确定射孔层位，优化完井方式及压裂层段，提升新井产能。单井初期日产油3.8t，超方案设计0.3t，减少压裂费用448×104元。目前水驱加密井开采对象大部分已水淹，剩余油在平面上和纵向上分布更加零散，局部形成高水淹区域。应用综合分析方法，强化剩余油分析，进一步优化射孔层位，控制高含水沉积单元射开，达到实现控制低效注入采出的目的。

2）针对高台子油层加密调整井、三次加密换钻井射孔井段相对较长，全井限流法完井层段多、费用高的问题，进一步优化完井方案设计，采取全井部分限流，其他层段采用限流射孔布孔方式进行正常射孔，在保证初期产能的同时为后续压裂提供条件。同时控制新井限流法完井比例，水驱加密调整井限流法完井比例控制在47%以内，比方案减少13%，减少新井限流法压裂费用。

4 结论

1）通过深化储层认识，优化聚驱层系组合及开发次序，优化注采井距及老井利用的布井方式，建立二类油层的有效驱动体系，适应二类油层上下返及三类油层分层段开发的需求，减少钻井投资，实现一次投资、多次利用的目的。

2）应用井震联合解释成果，深化构造认识，搞清了剩余油分布规律，提高了布井方案设计质量，保证了开采对象完整，控制了投资风险。

3）强化剩余油分析，优化射孔层位，优化完井方式及压裂层段，提升了新井产能，减少了新井压裂费用。

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