低渗透率油层小井距开采调整方法研究

李群

（中石油大庆油田有限责任公司第一采油厂地质大队，黑龙江 大庆 163001）

萨中开发区自1960年开始经历了50多年的开发，油田开发进入高含水开发后期，开发潜力主要集中在低渗透率的二三类油层。从动用程度上看，基础井网和一次加密井网射孔较宽，其中有效厚度小于1.0m油层射开比例达到60%以上，层间差异大，使各类油层动用不均衡，有效厚度小于1.0m油层动用较差，且厚度越小，动用程度越差。从水驱控制程度上看，萨葡水驱井网采用250～300m井距不规则五点法面积井网、高台子井网采用300m×300m井距反九点法面积井网，对于薄差油层开采井距偏大，水驱控制程度较低，建立有效的驱动压力梯度难度较大，造成动用状况差。

针对以上问题，需要对萨葡高低渗透率三类油层进行小井距加密调整潜力研究，探索减缓产量递减幅度、提高薄差层及表外储层动用程度和完善砂体注采关系的有效途径。

1 加密调整后影响小井距开采因素分析

1.1 新井与老井流线关系复杂

由于开采时间长，老井网布井不规则，加密调整为小井距开采后，形成流线关系复杂。新井的SP油层位于SP老井网分流线上 （见图1），在分流线上的采油井占新井的76.2%。新井的SP油层位于SP老井网2口注水井之间流线上 （见图2），注水井之间井距200m，此类三次加密采油井占新井的8.3%。新井的萨葡油层位于萨葡老井网注采井之间的主流线上 （见图3），在主流线上的三次加密采油井占新井的18.7%。

图1 新老井分流线布井示意图

图2 新老井水井间流线布井示意

图3 新老井主流线布井示意图

1.2 新井与老井连通关系复杂

由于开采层位交错，新老井之间注采关系复杂。统计数据显示，新注水井与老油井连通砂岩厚度比例为21.9%；老注水井与新油井连通砂岩比例为15.1%。

1.3 井位关系复杂

由于井网不规则，在形成小井距规则井网后，造成新老井同井场状况较多，且同井场类型分为4种情况:新老注水井同井场 （见图4），共有14组，共射砂岩厚度占新井砂岩厚度的23.5%，占老井的20.9%；新老采油井同井场 （见图5），共有15组，共射砂岩厚度占新井砂岩厚度的15.7%，占老井的24.1%；新注水井与老油井同井场 （见图6），共有11组，共射砂岩厚度占新井砂岩厚度的18.7%，占老井的11.7%；新油井与老注水井同井场 （见图7），共有9组，共射砂岩厚度占新井砂岩厚度的16.6%，占老井的18.4%。

图4 新老注水井同井场井位图

图5 新老采油井同井场井位图

图6 新水井老油井同井场井位图

图7 老水井新油井同井场井位图

2 调整方法研究

2.1 新老注水井同井场共射

新老水井同井场存在共射层水源过多的矛盾，导致近井距新井连通层快速水淹，但2口注水井做好匹配调整，也是最有利于均衡调整、均衡受效的一种井位关系。新老注水井层段互补的二合一注水方式，应用细分封堵技术与周期注水技术相结合，确保不同类型油层得到均衡动用。

2.2 老注水井与新采油井近井距井位

分流水线上老注水井距200m，新采油井位于水线上，与老井井距较近，投产方式类似于 “先投注后投产”，投产后新井采出点形成泄压点，新老井共射层已高水淹，这种井位流线关系最易形成高含水投产的矛盾，后期含水不易控制。需要老井封堵水线方向新老井连通层，新井周期停注和调剖控制吸入状况较好的萨葡油层。

2.3 老注水井与新采油井同井场

新井投产同时老注水井精细封堵高水淹共射层，投产初期效果好，缓解了高含水投产的开采形势。

2.4 新老采油井同井场

新老采油井同井场存在新老采油井共争水源的矛盾，老井优先受效，未措施新井开发效果较差。因此需要新采油井、注水井措施改造与老井封堵相结合改善开发效果。具体做法是采油井采取压裂手段改善效果，周围新注水井压裂酸化保证供液能力，同时老井封堵，控制老水线方向突进。

2.5 新注水井与老采油井同井场

由于共射层的存在，且注采井距近，新注水井在对应层位的注水极易引起老采油井含水的迅速上升。因此，需要在生产过程中，根据采油井的生产状况及时进行调整，在初期注水受效后进入含水上升阶段时，需要对新注水井进行周期停注或浅调剖，控制水线的推进，从而控制老采油井的含水上升速度。

3 结论

1）二三类低渗透率油层发育较差，适合小井距合采加密开发。

2）掌握调整挖潜时机，综合分析新老井流线与井位关系实施匹配调整挖潜，有效地改善了平面、纵向注水结构，油田开发效果好。