東辛油田辛10斷塊油藏開(kāi)發(fā)后期井網(wǎng)部署優(yōu)化研究

潘揚(yáng)慶 張玉林（勝利油田分公司東辛采油廠(chǎng) 山東 東營(yíng) 257000）

一、油藏基本概況

辛10斷塊構(gòu)造總體上為西北高東南低的單斜構(gòu)造，由于被多條斷層切割，由東向西被分為辛11-9、辛11-21、辛11-30和辛50斜67四個(gè)小斷塊。含油層位沙二1-沙二穩(wěn)，埋深1775m-2340m，含油面積2.5km2，含油砂層組16個(gè)，含油小層79個(gè)，地質(zhì)儲(chǔ)量1175×104t，標(biāo)定采收率46%，可采儲(chǔ)量540×104t。斷塊1967年11月投入開(kāi)發(fā)，歷經(jīng)47年的開(kāi)發(fā)調(diào)整，主要存在以下兩方面問(wèn)題制約著開(kāi)發(fā)效果的提高，一是受井網(wǎng)損壞影響，導(dǎo)致儲(chǔ)量控制、地層能量下降，儲(chǔ)量控制程度68%，地層壓降9.9MPa；二是高低滲層層間干擾加劇，產(chǎn)液兩極分化，高滲層產(chǎn)液占比66.6%，中低滲層產(chǎn)液占比34.4%。

二、層塊分類(lèi)與層系調(diào)整

結(jié)合辛10斷塊油藏特點(diǎn)及存在主要問(wèn)題，在精細(xì)儲(chǔ)層分類(lèi)的基礎(chǔ)上，調(diào)整層系組合減緩層間干擾，矢量部署井網(wǎng)提高儲(chǔ)量控制及動(dòng)用程度，實(shí)現(xiàn)了斷塊高效開(kāi)發(fā)。

1.分塊評(píng)價(jià)，優(yōu)化組合，確保層系劃分一次到位

層系優(yōu)化組合是解決多油層油藏層間干擾的有效手段，而準(zhǔn)確評(píng)價(jià)每個(gè)小層的動(dòng)靜態(tài)狀況是層系重新組合的基礎(chǔ)。在開(kāi)發(fā)效果綜合評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，依據(jù)各小層的厚度、滲透率、黏度及剩余油等參數(shù)，將含油小層劃分為三類(lèi)。I類(lèi)儲(chǔ)層：面積大、物性好、吸水好、動(dòng)用程度高，能形成面積注采井網(wǎng)；II類(lèi)儲(chǔ)層：面積中等、物性相對(duì)差、吸水強(qiáng)度及動(dòng)用程度中等，能形成注采井網(wǎng)；Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層：儲(chǔ)量零星分布，難以形成注采井網(wǎng)，動(dòng)用程度差[1]。

辛10斷塊儲(chǔ)量主要集中在辛11-9塊和辛11-21塊，綜合評(píng)價(jià)分類(lèi)如下：辛11-9斷塊劃分出I類(lèi)儲(chǔ)層27個(gè)、II類(lèi)儲(chǔ)層11個(gè)、Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層30個(gè)；辛11-21斷塊劃分出I類(lèi)儲(chǔ)層22個(gè)、II類(lèi)儲(chǔ)層20個(gè)、Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層26個(gè)。

其次，以小層分類(lèi)結(jié)果為基礎(chǔ)，開(kāi)展原層系適應(yīng)性評(píng)價(jià)，對(duì)層間干擾突出、采出程度差異較大的不適應(yīng)層系打破原空間界限，對(duì)相似或接近的油層“合并同類(lèi)項(xiàng)”，實(shí)現(xiàn)I類(lèi)儲(chǔ)層與II類(lèi)儲(chǔ)層分采分注，最大限度減少層間矛盾，達(dá)到提高中低滲層儲(chǔ)量動(dòng)用程度目的[2]。將辛10斷塊原9套層系重新組合為14套，具體優(yōu)化如下：對(duì)物質(zhì)基礎(chǔ)較強(qiáng)的辛11-9塊和辛11-21塊以層系重組為主，即將辛11-9斷塊原4套重組為6套，如沙二7-10層系重組后滲透率級(jí)差由9.7下降至2.6以下；將辛11-21斷塊原3套重組為5套，如沙二13-W層系重組后滲透率級(jí)差由10.7下降至3.1以下；由于辛11斜130塊斷塊小，物質(zhì)基礎(chǔ)較弱，采取層系細(xì)分比較合理，將原1套層系細(xì)分為2套，細(xì)分后滲透率級(jí)差由8.0下降至3.9。而辛50斜67塊地質(zhì)儲(chǔ)量只有21.4×104t，維持原層系開(kāi)發(fā)，以平面完善為主。最后，對(duì)分布零散、難形成注采井網(wǎng)的Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層（儲(chǔ)量79×104t，占總儲(chǔ)量?jī)H6.7%）掛靠在物性相近的相鄰層系或利用不規(guī)則井網(wǎng)提高儲(chǔ)量控制程度[4]。

2.分類(lèi)調(diào)整，合理部署，實(shí)現(xiàn)控制儲(chǔ)量均衡動(dòng)用

在層系細(xì)分或重組減緩層間干擾的基礎(chǔ)上，弱化平面非均質(zhì)對(duì)提高采收率的負(fù)面影響，綜合考慮細(xì)分或重組后各層系物性、水淹、吸水、能量、含油條帶寬度及構(gòu)造等參數(shù)，優(yōu)化注采井距和選擇合適的水驅(qū)方向是井網(wǎng)設(shè)計(jì)的關(guān)鍵。Ⅰ類(lèi)層系儲(chǔ)層滲透性高吸水好，地層能量強(qiáng)液量高，水淹程度強(qiáng)產(chǎn)能低，在高含水階段加密井網(wǎng)方式不可行，通過(guò)抽稀完善井網(wǎng)能夠提高單井控制剩余可采儲(chǔ)量，實(shí)現(xiàn)控水穩(wěn)油，減緩遞減；相對(duì)I類(lèi)層系，Ⅱ類(lèi)層系儲(chǔ)層滲透性低吸水差，地層能量弱液量低，水淹程度中等產(chǎn)能低，若抽稀完善井網(wǎng)[3]，必然導(dǎo)致注水井不吸水，因此，需要適當(dāng)縮小注采井距，強(qiáng)化注水，形成多向水驅(qū)，待地層能量恢復(fù)后，通過(guò)提高單井液量提高單井產(chǎn)能[5]。

根據(jù)以上井網(wǎng)優(yōu)化思路，在辛11-21斷塊沙二11-123Ⅰ類(lèi)層系部署新油井1口，新水井1口，利用老油井3口，老水井1口，平均注采井距由調(diào)前的550m抽稀至800m，實(shí)施邊緣強(qiáng)邊水驅(qū)，調(diào)后油水井井?dāng)?shù)比由1.6:1提高至2：1,油井單井控制剩余油可采儲(chǔ)量由1.5×104t提高至2.3×104t；沙二11-123Ⅱ類(lèi)層系為避免層間干擾，主要采取鉆新井完善，共部署新油井6口，新水井4口，利用老油井2口，老水井2口，平均注采井距350m，強(qiáng)化有效注水，油水井?dāng)?shù)比1.5:1，高部位3口油井及東西兩側(cè)3口油井兩向水驅(qū)，腰部2口油井仿近反五點(diǎn)注水，四向水驅(qū)。

方案實(shí)施后，辛11-21塊沙二11-123Ⅰ類(lèi)、II類(lèi)層系產(chǎn)液結(jié)構(gòu)得到明顯改善，I類(lèi)層系平均單井日液能力穩(wěn)定在100m3/d左右，單井日產(chǎn)油能力上升4.1t/d，綜合含水下降3.8百分點(diǎn)；沙二11-123II類(lèi)層系強(qiáng)化注水后，單井日液能力上升13m3/d左右、單井日產(chǎn)油能力上升6.7t/d，綜合含水下降6.7百分點(diǎn)。

三、調(diào)整效果

2010 年以來(lái)，辛10斷塊油藏通過(guò)分類(lèi)調(diào)整，斷塊穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)得到進(jìn)一步加強(qiáng)，并取得了良好的開(kāi)發(fā)效果，采收率有了明顯的提高。

1、儲(chǔ)量控制程度及水驅(qū)控動(dòng)用程度有了很大提高。儲(chǔ)量控制程度由68%提高到93%，水驅(qū)控制程度由60%提高到90%。

2、注采對(duì)應(yīng)狀況明顯改善。斷塊井層注采對(duì)應(yīng)率由78%提高到97.5%。

3、地層能量逐漸恢復(fù)。斷塊平均動(dòng)液面由1058m上升至1027m，恢復(fù)31m，其中I類(lèi)層系恢復(fù)8m，II類(lèi)層系恢復(fù)68m。

4、產(chǎn)液結(jié)構(gòu)得到明顯改善。I類(lèi)層系日產(chǎn)液水平由1979m3/d上升至2217m3/d，增加238m3/d，增加比例12%，II類(lèi)層系日產(chǎn)液水平由1040m3/d上升至1506m3/d，增加466m3/d，增加比例48%。

5、產(chǎn)量大幅上升。日產(chǎn)油水平由163t/d上升到299t/d，采油速度由0.6%上升至1.1%，年產(chǎn)油由6.63×104t上升到9.89×104t。

[1]王端平,楊勇,牛栓文等.東辛復(fù)雜斷塊油藏層塊分類(lèi)評(píng)價(jià)方法與調(diào)整對(duì)策[J].油氣地質(zhì)與采收率.2012(05)：84-87.

[2]王端平，楊勇，許堅(jiān)，等.復(fù)雜斷塊油藏立體開(kāi)發(fā)技術(shù)[J].油氣地質(zhì)與采收率，2011，18（5）：54-57.