遼河油田特高含水期油藏二元復合驅井網井距優化研究

溫 靜

(中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

遼河油田特高含水期油藏二元復合驅井網井距優化研究

溫 靜

(中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

在總結國內成功經驗的基礎上，通過精細地質建模、數值模擬結合室內物理模擬實驗，充分考慮油藏地質特點，從夾層控油因素、化學驅控制程度、中心井組完善程度、注入采出能力、注入速度、采收率提高值、經濟效益等方面，對遼河油田錦16塊二元復合驅井網模式、井排方位以及合理井距進行優化研究，對比分析技術經濟效果，為開發方式的轉換作必要的前期技術儲備，以實現油田產量的有效接替。

二元復合驅;井網井距;采收率;經濟效益;錦16塊;遼河油田

引 言

化學驅主要包括聚合物驅、堿水驅、表面活性劑驅及其互相復配的二元、三元復合驅等。化學驅研究工作開始于20世紀60年代初，經歷了“七五”探索、“八五”先導試驗、“九五”擴大試驗、“十五”推廣等階段，目前已進入技術攻關階段［1－3］。遼河油田主力中高滲砂巖油藏中注水開發儲量占水驅油田的42%，注水開發產油量占37%。其中，部分儲量目前已進入高含水、高采出程度低速開發階段，化學驅是其提高采收率的最佳選擇之一。

遼河油田特高含水期油藏錦16塊具有“兩高三低”的特點，即滲透率高(平均滲透率為3 442×10－3μm2)、原油酸值高(0.40 ～1.16 mg/g)、地層水礦化度低(2 467 mg/L)、二價陽離子含量低(Ca2+含量為7.6 mg/L、Mg2+含量為2.8 mg/L)、油層溫度低(55℃)等特點，油藏條件適合開展聚合物+表面活性劑二元復合驅［4－6］。

錦16塊構造復雜，孔道大，滲透率高，膠結疏松，易出砂，層內非均質嚴重，區塊已進入特高含水、高采出程度階段，剩余油分布零散，水驅井網較密，井距已加密至 159～180 m，井況逐年變差［7－8］。復雜的地質、開發特點給二元復合驅井網井距部署帶來了很大的難度，井網井距部署既要保證驅油效果，又要保證注入劑不發生竄流。對于此類油藏，二元復合驅井網形式及井距的評價優化是保證二元復合驅效果的前提和基礎。

1 二元復合驅合理井網優化

二元復合驅采用何種井網，不僅對二元復合驅的效果有影響，更重要的是關系到注入井的注入量。在確定合理井網時，主要考慮區塊的構造形態、沉積特征、與原水驅井網的銜接與搭配、上返油層對井網的適應性等。

1.1 注采井網優化

(1)調研國內各化學驅區塊不同井網模式，發現復合驅普遍采用五點法面積井網。

(2)通過不同井網數值模擬計算表明，在相同井網密度情況下，五點法井網要好于其他井網。建立試驗區二元復合驅地質模型。地質模型平面網格單元大小為25 m×25 m，縱向按照油藏實際分層厚度給定，網格總數為76×66×15=75 240個根據試驗區地質模型，選擇典型井組建立井組理論模型，注采井距為200 m。模擬相同井網密度條件下，不同井網方式下的采收率提高值。計算結果表明，五點法井網采收率提高值為15.5%，四點法、七點法、反九點法井網采收率提高值分別為14.8%、15.1%、12.8%。主要原因是五點法井網注采井數比為1∶1，化學驅驅油流線面積大，采出井一向、二向受效均衡，滯留面積小，注入井數多，單井注入強度小，有利于提高驅油效果。

(3)注采井網部署應盡可能均勻。針對錦16塊構造傾角比較大的特點，通過數值模擬研究構造傾角及井網均勻程度對化學驅開發效果的影響。油藏模型為1注4采，中心井為注入井，兩邊為采油井，采出井上高下低，注采井距為150 m。建立地層傾角為4°和0°的2個對比模型。每種模型設計3套方案，即注入井在中心、注入井向高部位偏移20 m、注入井向高部位偏移40 m。模擬結果為：地層傾角對采收率影響不大;注入井在中心部位采收率最高，采收率隨偏移位置增大而下降。因此注入井的位置應盡量部署在井網中心位置，如果考慮部署注入井時避開天窗、采油井處于剩余油富集地帶等因素，注入井的位置可適當偏移，偏移距離盡量在20 m范圍內。

1.2 注采井排方向優化

錦16塊為濱湖河口環境下的扇三角洲前緣亞相沉積，根據油水運動規律，統計不同驅替方向油井水進速度，同期投產油井的側向和逆向驅平均水進速度為0.26～0.51 m/d，順向驅平均水進速度為1.57 m/d。水驅油具有順向驅水進速度快、相應油井見水早、含水高的特點，逆向驅與側向驅具有水進速度較慢、見水晚、含水低的水驅規律。根據錦16塊油藏地質特征，確定化學驅試驗區采用順物源方向部署注入井，和采出井形成側逆向驅替的五點法面積井網模式。

2 二元復合驅合理井距優選

注采井距優化應滿足注入速度、采出速度對井網、井距的要求，以達到較高的采油速度和較短的開采年限，力爭較高的化學驅控制程度和動用程度，達到較大的采收率提高值和較好的經濟效益。

2.1 地質因素復雜，不宜采用較大井距

試驗區構造復雜，除發育北東向和近東西向2組大斷層外，區內還發育3條次級斷層，使構造和油水關系進一步復雜化。儲層平面、層內非均質性強，單層內滲透率級差最大為220.54，非均質系數最大為4.75，變異系數大于0.7的占71.4%。巖石膠結類型以孔隙式膠結為主，接觸式膠結次之膠結物以泥質膠結為主，比較疏松。試驗區每年因出砂影響產液量約為25 000 t，防治油層出砂成為區塊開發的一項重要措施工作。考慮錦16塊構造復雜、非均質性嚴重、易出砂的特點，為了避免其對化學驅開發效果的影響，試驗區不宜采用較大井距。

2.2 水驅井距小，但受厚層內夾層影響仍有剩余油潛力，化學驅井距不宜過大

通過水驅開發過程綜合調整措施，注采井距由337 m加密到目前的159～180 m，注采井數比由1.00∶3.50增加到1.00∶1.84，采出程度高達46.2%，取得了較好的水驅開發效果。但受重力和夾層影響，厚層內仍有剩余油。錦2－6－A226、錦－丙6－A235等19口挖潛井平均日產油達10 t/以上，其主要原因是油層單層厚度大，為5.0～20.8 m，厚層內部有0.2～1.0 m泥質粉砂巖的物性夾層，夾層上部剩余油相對富集。為了確保化學驅也有較好的開發效果，井距也不宜過大。

2.3 保證具有較高的化學驅控制程度和中心井平面控制程度

(1)化學驅控制程度要高。化學驅控制程度是衡量井距是否合理的一項重要指標，其直接影響化學驅效果。所謂化學驅控制程度，就是在一定的井網井距、一定的聚合物分子質量條件下，復合體系溶液可進入油層的孔隙體積占油層總孔隙體積的百分比。實際統計過程中可先利用室內實驗確定能注入聚合物的最低滲透率和最小吸入厚度，再統計此標準之上油層的控制程度。該區塊化學驅控制程度滲透率下限的確定通過天然巖心物理模擬試驗取得。該塊測定不同滲透率巖心樣品8個其中6 塊樣品(2、4、5、6、7、8 號樣品)滲透率在30×10－3μm2以上，1號巖心滲透率為153.67 ×10－μm2，先注化學劑后注水，驅替壓差下降較快，最后穩定，殘余阻力系數為2.46，未出現堵塞現象。號巖心滲透率為90.64×10－3μm2，先注化學劑后注水，驅替壓差平穩上升，殘余阻力系數為9.48巖心出現堵塞現象。因此，確定該塊化學驅控制程度滲透率下限為100 ×10－3μm2。

根據物模確定的滲透率下限結合油層連通圖，統計試驗區 100、150、180、210、250 m 井距下化學驅控制程度分別為 95.0%、91.9%、84.3%、82.2%、80.5%，在150 m時化學驅控制程度出現明顯拐點，達90%以上。化學驅控制程度越高，采收率值越高。因此井距在150 m時效果較好。

(2)中心井平面控制程度要高。在一定的井網井距條件下，中心井平面控制程度定義為中心采出井所控制的面積占總面積的百分數。從不同井距中心井平面控制程度來看，由于試驗區受斷層和油水邊界的影響，中心井平面控制程度相對較低，100 m和150 m井距中心井平面控制程度為40%以上，180 m和210 m井距中心井平面控制程度均低于40%。因此150 m及以下井距中心井平面控制程度相對較高，可保證驅油效果，也有利于后期跟蹤評價。

2.4 保證足夠產液能力，保證注入速度具有較大調整余地

在化學驅油過程中，由于注入流體的黏度增加，流動阻力增加，壓力傳導能力下降，油層采液能力也隨之降低。從大慶油田杏五區、杏二區、北一斷塊三元復合驅先導性試驗［9］可知，化學驅注采井距分別是141、200、250 m，其單位厚度產液指數下降幅度分別為38.1%、42.8%、59.3%，表明注采井距較小時，其單位厚度產液指數下降幅度較小。因此，為保持試驗區較高的產液能力，井距不宜過大。

根據大慶油田化學驅礦場試驗，得出注入速度計算公式［10］：

式中：pmax為井口最高注入壓力，MPa;V為注入速度，PV/a;φ為油層孔隙度，%;t為時間，d;L為注采井距，m;Nmin為油層最低視吸水指數，m3/(d·m·MPa)。

試驗區平均破裂壓力為15 MPa，預計該塊視吸水指數最低可降至0.57 m3/(d·m·MPa)。根據公式計算注采井距為 100、150、180、210、250 m情況下，最高注入壓力下最大注入速度(圖1)。在不超過破裂壓力條件下，采用150 m注采井距，最大注入速度為0.25 PV/a左右，當注采井距為210、250 m時，最大注入速度小于0.15 PV/a。要保證注入速度具有較大調整余地，150 m井距較合適。但要引起重視的是，小井距開發，要嚴格控制好注入速度，做好先期的調驅、調剖工作，避免出現注入劑沿大孔道快速竄流現象。

圖1 注入壓力與注入速度關系

2.5 保證具有較好的技術經濟效益

對試驗區進行數值模擬，模擬 100、150、180、210、250 m井距下綜合含水和最終采收率等指標。注入方案采用二元復合體系。前置聚合物段塞(2 000 mg/L聚合物0.04 PV)+二元驅主段塞(0.25%表面活性劑+1 600 mg/L聚合物，注入體積為0.35 PV)+二元驅副段塞(0.15%表面活性劑+1 600 mg/L聚合物，注入體積為0.2 PV)+聚合物保護段塞(1 400 mg/L聚合物0.1 PV)+后續水驅(驅替至含水為98%)。數模預測見表1。由表1可知，隨著井距的縮小，采收率提高值不斷增加，150 m井距以下采收率提高值可達15.5%以上，而250 m井距提高采收率值僅為9.3%。在數值模擬預測基礎上，對不同井距的開發效果進行了經濟評價。經濟評價結果顯示150 m井距技術經濟效益最優，內部收益率為13.16%，財務凈現值為2 297.8×104元。

表1 不同井距化學驅技術經濟指標對比

3 結論

(1)針對遼河油田復雜的地質特點，應深入研究不同區塊油層發育狀況和構造特點，并充分考慮原水驅井網分布，采用與之相適應的井網井距，以達到較好的驅油效果、較高的采收率和經濟效益。

(2)針對錦16塊地質、開發特點，通過地質建模、數值模擬確定了錦16塊化學驅合理井網井距為采用五點法面積井網150 m注采井距開發。在目前的技術經濟條件下，采收率提高值為15.5%，內部收益率為13.16%，財務凈現值為2 297.8×104元。

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Well pattern and spacing optimization for surfactant/polymer flooding in high water cut reservoirs of Liaohe oilfield

WEN Jing
(Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin，Liaoning 124010，China)

This paper addresses optimization of well pattern，array and spacing for surfactant/polymer flooding in Jin 16 block of Liaohe oilfield in respects of interbed oil－ controlling factors，control degree of chemical flooding，central well group completeness，injectivity and productivity，injection rate，improved recovery efficiency，economic benefits and so on based on successful domestic experiences，fine geological modeling，reservoir simulation and physical simulation experiment with full consideration of the complexity of reservoir geology．The technical and economical results are compared and analyzed．This research provides necessary pro-phase preparation for converting development scenario and achieving sustainable oilfield production．

surfactant/polymer flooding;well pattern and spacing;recovery efficiency;economic benefit;Jin 16 block;Liaohe oilfield

TE357

A

1006－6535(2012)02－0073－03

20110322;改回日期：20110620

中國石油天然氣股份公司重大開發試驗項目“遼河歡喜嶺油田錦16塊化學驅工業化礦場試驗研究”

溫靜(1971－)，女，高級工程師，1992年畢業于大慶石油學院油藏工程專業，現從事油田開發研究工作。

編輯孟凡勤