堡子灣耿43井區長4+5段開發調整方案設計及優選

聶海峰，董立全，董 偉，謝 爽，譚 蓓

（1.成都理工大學能源學院；2.中國石油長慶油田分公司超低滲研究中心；3.長江大學石油工程學院）

堡子灣耿43井區長4+5段開發調整方案設計及優選

聶海峰1，董立全2，董 偉1，謝 爽1，譚 蓓3

（1.成都理工大學能源學院；2.中國石油長慶油田分公司超低滲研究中心；3.長江大學石油工程學院）

堡子灣耿43井區長4+5段油藏在開發過程中存在部分油井產能下降較快、水淹嚴重、注采井網不完善和局部無井網控制等問題。為了有效控制產能下降，完善注采井網，通過對本區塊的動態分析及數值模擬研究，得出綜合治理對象是剩余油富集區和層系。因此對開發層系、井網分布、加密新井等作出了相應調整，并提出了最優方案：對位于各層可動剩余儲量較高、油層有效厚度較厚的部位的部分井進行補孔和堵孔；轉注低產高含水油井；在剩余油密集區鉆探加密井。對方案效果進行了預測，結果表明，在最優方案下預測產油量顯著上升。

超低滲透油藏；數值模擬；開發調整；加密井網；堡子灣地區

0 引言

隨著以中、高滲透層為主的老油田逐漸進入中、高含水期開采以來，我國對超低滲透油藏的投入逐漸增大，那么，如何實現超低滲儲層的有效開發成了擺在石油工作者面前的重大課題。超低滲透油藏是指油層平均滲透率為0.1～1 mD的油藏，隨著開發程度的不斷深入，這類油藏逐漸成為鄂爾多斯盆地油田穩產接替的主要資源，它主要分布在鄂爾多斯盆地東北及西南兩大區域，油藏儲層非常致密，束縛水飽和度很高，以細砂巖、粉細砂巖為主，物性差[1-7］。

堡子灣耿43井區長4+5段油藏位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中西部、天環坳陷及西緣逆沖帶中部[8］，油藏平均孔隙度為9.34%，平均滲透率為0.28 mD，原始含水飽和度為47.62%，原始地層壓力為16.61MPa，屬超低滲透油藏。該油藏可劃分為長4+511、長4+512、長4+521和長4+522這4個油層組，其中長4+522油層組的長4+522-2、長4+522-3這2個小層為主力油層。該區自2005年開采至今，主要存在以下問題：①油井產量遞減速度快；②注水井注水壓力增高，吸水能力降低；③未建立有效驅替系統，壓力傳導慢，水井憋壓嚴重。在對油藏進行開發調整方案設計之前，開展了動態分析、數值模擬研究，發現部分油井產能下降快、地下剩余油分布變化大等問題，為解決這一問題，筆者對剩余油富集區進行了井網調整及加密新井等措施，得出最優調整方案，并對方案效果進行了預測。

1 綜合治理原則

耿43井區長4+5段油層經過多年的開發，井數較多，但是注采井網不完善，部分地區地層滲透率較低，注水見效差，地下剩余油分布變化較大。通過動態分析，該油層目前存在部分油井產能下降較快、水淹嚴重、注采井網不完善和局部無井網控制等問題。數值模擬研究結果表明：①長4+522-2和長4+522-3小層剩余油富集程度高；②平面上剩余油主要分布在物性相對較差的區域，由于油井套破或高含水關井造成的井網不完善區也有部分剩余油富集；③微構造起伏的高部位為剩余油的富集區[9-10］。本次提出的綜合治理對象是剩余油富集區和層系，并對開發層系、井網布署、加密新井等作出相應調整，提出高效調整措施。

治理從2個方面著手：一是在平面上鉆新井和加密井網，從平面上解決井網控制程度差的問題；二是在縱向上完善注水、采油井的射孔層位，解決縱向上有注無采或有采無注的問題。其基本原則為：①在平面上完善井網，力爭開發未動用儲量；②建立完善的注采系統，提高水驅控制及水驅動用程度；③對井網相對密集區實施注采結構調整。

1.1 調層方案

通過對模擬區可動剩余儲量分布、有效厚度分布以及滲透率分布的研究，將各層可動剩余儲量較高、油層有效厚度較厚的部位進行篩選，對11口油井（包括目前生產的和已關閉的生產井）進行了補孔和堵孔作業。

調整措施分為補層和補層加堵層2種，其中補層加堵層為通過下分隔器封堵高含水層位，補射剩余油量豐度相對較高的層位，從而達到穩油控水的目的。

1.2 油井轉注方案

前的開發井網進行油井堵孔和補孔、低產高含水的油井轉注方案設計，可以有效開發動用剩余儲量較大的儲層，完善注采井網，有效保持地層壓力，提高注水開發效果。在以上方案設計的基礎上，模擬計算從目前至20年后得到的井區動態開發曲線與維持現狀的動態開發曲線進行對比（圖2），圖2左和圖2右分別顯示為時間與產油量、時間與含水率的關系圖，橫坐標為時間，以年為單位。由調整后開發動態曲線可以看出，實施油井調層和低產高含水井轉注后，油田的產油量有了較大幅度的上升，初期日產油增加20 t左右，同時含水有了一定程度的下降?？梢?，在調層方案基礎上，將已經關閉的油井和正在生產的高含水井實施轉注，能有效維持地層壓力和生產壓差，實現了將地層內的剩余油有效驅替到生產井內的目的。

圖1為在數值模擬得到的剩余油飽和度分布圖上作出的轉注井井位選擇示意圖。根據圖中剩余油分布規律，將剩余油富集區域邊緣處的極高含水率井、日產油量低的井，以及由于以上2個原因已經關閉的生產井（圖中藍色圓環處）進行轉注，使其建立有效的注采壓力驅替系統，進而開采地層內的剩余油。

在數值模擬得到的剩余油飽和度分布上，對目

圖1 轉注井井位選擇示意圖Fig.1 The sketch map showing the select of conversion well location

圖2 耿43井區調整方案與未調整方案產油量（左）與含水率（右）變化曲線Fig.2 The variation curves of oil production （left） and water cut（right） before and after adjustment in Geng 43 well field

1.3 加密方案

根據數值模擬結果，以及剩余油目前的儲量分布，在剩余油富集區鉆探加密新井，可增大耿43井區的儲量控制程度，有效提高油井的產能。目前，該區的剩余油分布主要位于井網不完善的局部剩余油富集區和井網邊部未控制井區的剩余油富集區。在此基礎上，分別設計了3個方案：①加密13口直井生產井；②2口水平井+5口直井注水井；③13口直井生產井+2口直井注水井（圖3）。

圖3 加密井位部署位置分布圖Fig.3 Distribution of the infill wellsite deployment location

目前剩余油分布圖，以及加密井所在位置如圖3所示。從圖中剩余油飽和度分布不難看出，A區和B區為剩余油富集區，故在這2個區分別采用9口直井生產井、2口水平井+1口直井注水井、9口直井生產井+2口直井注水井等3種方案進行加密，而在原注采井網間局部剩余油富集區（藍色小圓環處）則同時加密4口直井生產井。加密直井生產井和直井注水井射開的層位均為長4+522-2小層和長4+522-3小層，水平井射開的層位為長4+522-2小層，水平段長度為300 m，延伸方向垂直于最大主應力方向。

在以上3種不同井網加密方案的基礎上，模擬計算從目前至20年后得到3種方案下的動態開發曲線如圖4所示（圖4左為日產油隨時間的變化曲線，圖4右為含水率隨時間變化曲線）。由圖4可以看出，采用方案3的13口直井生產井+2口直井注水井的加密方式增油效果最好，相比方案2，直井井網更靈活和容易調整，相比方案1，可以有效地保持地層壓力，增加產油量，故選用方案3作為最優的加密方案。

圖4 不同井網加密條件下井區的日產油（左）及含水率（右）變化曲線Fig.4 The variation curves of daily oil production （left） and water cut（right） under different well pattern infilling

2 最優方案預測

綜合以上方案設計，對耿43井區的11口油井進行調層（補孔和堵孔），對9口低產、高含水油井進行轉注，同時在剩余油富集區加密13口直井生產井和2口注水井，為耿43井區長4+5段最終的優選方案。在此優化的最優方案上模擬預測從目前至20年后的開發動態指標如表1。

表1 耿43井區長4+5段推薦方案開發指標預測表Table 1 The development index prediction of recommended program of Chang 4+5 reservoir in Geng 43 well field

3 結論

（1）針對耿43井區油藏目前開發中存在的問題，提出了開發最優調整方案：對11口油井進行了補孔和堵孔作業，實施油井調層和9口低產高含水井轉注，在目前剩余油富集區加密13口直井生產井和2口注水井。

（2）在最優方案基礎上，通過數值模擬，預測了目前至20年后的開發動態指標。在最優方案下預測了從目前生產至20年后井區的最終采收率可達15.1%，累積產油112.41×104t，井區最終含水率達59.1%，相對于未調整時的采收率要高出2%～3%，產能顯著提高。

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Development plan adjustment and optimization of Chang 4+5 reservoir in Geng 43 well field in Puziwan area

NIE Hai-feng1， DONG Li-quan2， DONG Wei1， XIE Shuang1， TAN Bei3
（1.College of Energy Resources， Chengdu University of Technology， Chengdu 610059， China；2.Research Center of Ultra-low Permeability， Changqing Oilfield Company， PetroChina， Xi’an 710021， China；3.College of Petroleum Engineering，Yangtze University，Jingzhou 434023，China）

In the development process ofChang4+5 reservoir in Geng43 well field in Puziwan area,there exist many problems such as rapid decline ofdeliverabilityin some wells,serious flooding,imperfect floodingpattern and non-well network control in local.In order tocontrol the production decline effectivelyand improve floodingnetwork,the dynamic analysis and numerical simulation study are carried out,and it is concluded that comprehensive regulated objects are remaining oil enrichment area and layer system.So the relevant adjustments are conducted to development layers and well pattern,and the optimumprogramis put forward:reperforatingand pluggingholes in the areas where has a higher movable remainingreserves or thicker effective paythickness in some wells;convertinglow-yield and high water cut oil wells toinjection wells;drillinginfillers in the remaining oil enrichment area.The forecast result of the program shows that oil recoveryincreases remarkablyunder the optimumprogram.

ultra-lowpermeability reservoir；numerical simulation； development adjustment；infill well pattern；Puziwan area

TE32+3

A

1673-8926（2011）03-0129-04

2010-12-05；

2011-01-20

聶海峰，1985年生，男，成都理工大學在讀碩士研究生，研究方向為油藏工程與數值模擬。地址：（610059）四川省成都市成華區二仙橋東三路1號成都理工大學能源學院419辦公室。E-mail：19829926@qq.com

楊琦）