原创《新立油田Ⅲ区块北井网调整方案》
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董洪文 陆天瑜
（吉林油田公司新木采油厂 吉林松原 138000）
摘 要：吉林采油厂新立油田Ⅲ区块通过精细地质研究,进一步深化认识剩余油分布规律和油水运动规律,通过产能建设实施,完善注采井网,制定个性化投产方案,跨专业交互式设计,大井丛集约化部井,方案设计、安全环保、施工组织“一体化”,钻井、压裂、作业各个环节施工作业“工厂化”,构件预制“模块化”,把Ⅲ区块大平台建设成为具有一定规模可推广的示范基地.
主题词：Ⅲ区块北 大井丛 一井一策 个性化投产方案
1 地质及开发简况
吉林采油厂Ⅲ区块北位于新立背斜构造向北倾的斜坡上,被南北走向的3条断层夹持,区域构造比较平缓.区域面积3.29km2,地质储量332.09×104t.开采目的层为扶杨油层,油藏类型为低渗透裂缝性构造岩性油藏,以细砂岩为主,分9个砂岩组,26个小层,油砂体面积小,分布不稳定,主力油层为8、14、16号小层.油层中深1350m,有效厚度19m,平均孔隙度14.4％,渗透率12.8MD,原始含油饱和度55%；原始地层压力12.2MPa,饱和压力9.6MPa.
区域共有油井49口,开井36口；注水井19口,开井16口.日产液216.5t,日产油49.5t,综合含水77.1%,核实累产油91.3945×104t.采出程度为25.3%,采油速度0.91%.日注水493 m3,注入压力12.5MPa,累注水458.1308×104m3,月注采比2.19,累注采比2.05.
Ⅲ区块北横跨两个地质单元.
Ⅲ-1区域(6-10排）平均单井日产液7.9t,日产油1.4t,含水82.3%；由于井况原因造成注采井网不完善,储量动用不充分.16口油井套变严重,其中停产8口控制地质储量41.6×104t,年产油量损失0.3×104t；8口注水井套变无法分注,不能实现精细注采调控.
Ⅲ-2区域（10排以北）平均单井日产液3.3t,日产油1.3t,含水60.6%.是2000年采用300m反九点面积井网投入开发,受地貌条件制约没有进行井网调整,采出程度仅12.21%,远低于区块标定采收率28％,造成注采井网不适应,储量无法有效动用.
2 技术研究办法
针对目前区块存在的问题,在区块北结合单砂体精细刻画和沉积相微相研究成果,合理井网适应性研究；分层注入产出计算,重新认识剩余油和水驱规律；井网调整产能方案优化制定；新井投产方案科学制定,精细做到一区一策、一排一策、一井一策、一层一策；投产后跟踪调整及效果评价；对未达到产能井,及时提出相应对策,提高产能形象.
2.1井网格局研究
2.1.1井网加密区
借鉴1996-1997年井网加密调整方式（地层压力、采收率提高8%以上）,总体采用134m线性井网大格局,合理调整井点位置,实现灵活的不等距的加密井网方式(图1).
2.1.2外扩区：
考虑砂体分布、井控储量、缝控储量、压裂改造,井网优选,实现各参数最优化,最终确定反七点面积井网模式（图2）.
Ⅲ区块北通过资源潜力、井网格局的研究,整体井位部署两个平台,油井79口,水井13口.预计单井产能1.5t,建产能：3.56×104t.
2.2油藏方案研究
从完钻情况看,单井发育7套油层,平均砂岩厚度35.6m；整体看由北向南水淹程度逐渐加重.
北部扩边区钻遇情况：以油水同层为主,单井砂厚3 6 . 4m,其中同层34 . 9m,占砂厚95 . 8%；从电性指标对比看,与老井电性指标接近.
中部一次加密区钻遇情况： 以油水同层为主, 单井砂厚34 . 4m,其中,中水淹以下砂厚22 . 2m,占砂厚64.7%；从电性指标对比看,中部一次加密区,与老井对比,新井电性指标有一定下降.
南部二次加密区钻遇情况：从整体看,该区以强、特强水淹层为主,单井钻遇砂厚36.4m,其中,中水淹以下层砂厚9.8m,占砂厚26.9%；从电性指标对比看,南部二次加密区,整体显示水淹状况加重.
按油井排井、水井排井、更新井三个类型看, 水井排新井强水淹以上层比例略低, 主要是新井位于井距较大的水井排间（34 0 - 3 80m）,注入水没有完全波及到该区域；油井排井和更新井距离老井均较近（80-120m）；从电性指标对比看,新井指标均低于老井.
2.3油水运动规律研究
新立油田水驱特征主要与沉积特征关系密切,砂体延伸方向是注水见效的优势方向,动用时压裂造缝方向要避开主流线方向.
2.4 分层剩余油研究
油井根据措施前后增产量、地层系数、产液剖面数据等,把产量从投产到目前,按月产油、月产水井行劈分到各小层.
水井根据吸水剖面、地层系数计算,把每月各小层注水量合计成累注水量.
从Ⅲ区块北油水井分层累产油、累注水情况看,8、14、16号小层既是主要产油层,也是主要产水层,主力层注水量高,水淹较重,但是剩余油多,依然是该区今后主要采出层.二、三类主力层,产出少,水淹轻,剩余油富集,是下步动用方向.
2.5地层能量研究
在Ⅲ区块开钻前和钻井过程中,共安排老井测压8口, 共1 1井次,目前占井3口；从笼统测压变化看,压力从南往北逐渐降低,表明老井周围地层亏空,新井可以采取蓄能压裂方式,对新老井进行能量补充；从分层测压变化看,主力层压力高于非主力层,表明主力层累积注入更多, 非主力层的水淹相对较轻, 动用潜力更大.
新井射孔后安排测静压,按不同的类型安排9口.根据测压分析,扩边区新井压力保持在原始地层压力附近；一次加密区油井排新井压力高于老井,但是与原始地层压力接近,通过井网完善,可以挖掘井间剩余油；二次加密区油井排新井压力高于老井,表明历史注采关系密切,水驱范围波及到新井区域,动用时需要控制改造规模.
3 单井投产方案制定
（1）北部扩边井：动用目的层岩性好、物性好、含油性好体积压裂、蓄能压裂增大缝长、缝宽、缝高；
（2）中部油井排：水淹程度低、邻井采出程度低、R F T 测试压力低常规压裂、蓄能压裂增加地层裂缝密度,造复杂缝；
（3）南部水井排：单向连通、不连通、临井注水量少、水淹程度低小规模转向压裂、复合射孔近井地带造转向裂缝（复合射孔避免快速水淹）；
（4）南部更新井：老井未动用、动用次数少、采出程度低小规模转向压裂近井地带造转向缝.
4 结论
《新立油田Ⅲ 区块北井网调整方案研究》项目通过精细研究,深入认识油藏,保证投产、方案科学性、有效性、合理性,Ⅲ区块产能建设达到平均单井产能1 . 5 t / d,采收率提高5%以上.分层产出、注入计算软件的应用,在剩余油认识中,满足高含水开发阶段对分层认识的需求.通过该项目研究,找出继续外扩潜力,结合老井措施挖潜,注水方案调整,低效井下步提高单井产量等对策进一步提高区块开发效果,提高采收率.使得新立油田Ⅲ区块在高含水开发阶段剩余油研究的精细程度更高,挖潜技术的针对性更强,为油田提高采收率提供了强有力的技术支撑.
调整论文参考资料：
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