低滲透率油層小井距開采調整方法研究

李群

（中石油大慶油田有限責任公司第一采油廠地質大隊，黑龍江 大慶 163001）

薩中開發區自1960年開始經歷了50多年的開發，油田開發進入高含水開發后期，開發潛力主要集中在低滲透率的二三類油層。從動用程度上看，基礎井網和一次加密井網射孔較寬，其中有效厚度小于1.0m油層射開比例達到60%以上，層間差異大，使各類油層動用不均衡，有效厚度小于1.0m油層動用較差，且厚度越小，動用程度越差。從水驅控制程度上看，薩葡水驅井網采用250～300m井距不規則五點法面積井網、高臺子井網采用300m×300m井距反九點法面積井網，對于薄差油層開采井距偏大，水驅控制程度較低，建立有效的驅動壓力梯度難度較大，造成動用狀況差。

針對以上問題，需要對薩葡高低滲透率三類油層進行小井距加密調整潛力研究，探索減緩產量遞減幅度、提高薄差層及表外儲層動用程度和完善砂體注采關系的有效途徑。

1 加密調整后影響小井距開采因素分析

1.1 新井與老井流線關系復雜

由于開采時間長，老井網布井不規則，加密調整為小井距開采后，形成流線關系復雜。新井的SP油層位于SP老井網分流線上 （見圖1），在分流線上的采油井占新井的76.2%。新井的SP油層位于SP老井網2口注水井之間流線上 （見圖2），注水井之間井距200m，此類三次加密采油井占新井的8.3%。新井的薩葡油層位于薩葡老井網注采井之間的主流線上 （見圖3），在主流線上的三次加密采油井占新井的18.7%。

圖1 新老井分流線布井示意圖

圖2 新老井水井間流線布井示意

圖3 新老井主流線布井示意圖

1.2 新井與老井連通關系復雜

由于開采層位交錯，新老井之間注采關系復雜。統計數據顯示，新注水井與老油井連通砂巖厚度比例為21.9%；老注水井與新油井連通砂巖比例為15.1%。

1.3 井位關系復雜

由于井網不規則，在形成小井距規則井網后，造成新老井同井場狀況較多，且同井場類型分為4種情況:新老注水井同井場 （見圖4），共有14組，共射砂巖厚度占新井砂巖厚度的23.5%，占老井的20.9%；新老采油井同井場 （見圖5），共有15組，共射砂巖厚度占新井砂巖厚度的15.7%，占老井的24.1%；新注水井與老油井同井場 （見圖6），共有11組，共射砂巖厚度占新井砂巖厚度的18.7%，占老井的11.7%；新油井與老注水井同井場 （見圖7），共有9組，共射砂巖厚度占新井砂巖厚度的16.6%，占老井的18.4%。

圖4 新老注水井同井場井位圖

圖5 新老采油井同井場井位圖

圖6 新水井老油井同井場井位圖

圖7 老水井新油井同井場井位圖

2 調整方法研究

2.1 新老注水井同井場共射

新老水井同井場存在共射層水源過多的矛盾，導致近井距新井連通層快速水淹，但2口注水井做好匹配調整，也是最有利于均衡調整、均衡受效的一種井位關系。新老注水井層段互補的二合一注水方式，應用細分封堵技術與周期注水技術相結合，確保不同類型油層得到均衡動用。

2.2 老注水井與新采油井近井距井位

分流水線上老注水井距200m，新采油井位于水線上，與老井井距較近，投產方式類似于 “先投注后投產”，投產后新井采出點形成泄壓點，新老井共射層已高水淹，這種井位流線關系最易形成高含水投產的矛盾，后期含水不易控制。需要老井封堵水線方向新老井連通層，新井周期停注和調剖控制吸入狀況較好的薩葡油層。

2.3 老注水井與新采油井同井場

新井投產同時老注水井精細封堵高水淹共射層，投產初期效果好，緩解了高含水投產的開采形勢。

2.4 新老采油井同井場

新老采油井同井場存在新老采油井共爭水源的矛盾，老井優先受效，未措施新井開發效果較差。因此需要新采油井、注水井措施改造與老井封堵相結合改善開發效果。具體做法是采油井采取壓裂手段改善效果，周圍新注水井壓裂酸化保證供液能力，同時老井封堵，控制老水線方向突進。

2.5 新注水井與老采油井同井場

由于共射層的存在，且注采井距近，新注水井在對應層位的注水極易引起老采油井含水的迅速上升。因此，需要在生產過程中，根據采油井的生產狀況及時進行調整，在初期注水受效后進入含水上升階段時，需要對新注水井進行周期停注或淺調剖，控制水線的推進，從而控制老采油井的含水上升速度。

3 結論

1）二三類低滲透率油層發育較差，適合小井距合采加密開發。

2）掌握調整挖潛時機，綜合分析新老井流線與井位關系實施匹配調整挖潛，有效地改善了平面、縱向注水結構，油田開發效果好。