萨北油田北二东层系重组技术经济界限研究

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摘要：随着萨北油田进入特高含水期，为使该区域水驱能达到更好的开发效果，利用数值模拟研究成果，以提高最终采收率为前提，研究得出不同油层的技术经济界限，为进一步拓宽特高含水期稳油控水挖潜思路，为改善北二东的开发效果奠定了基础。

关键词：注采井距，渗透率级差，可调厚度

技术经济界限研究是高含水后期进行层系重组的重要依据，本次研究应用概念模型和实际区块模拟，进行数值模拟研究，得出不同油层的渗透率组合、渗透率级差、各类油层开采的注采井距等技术界限。另外，应用盈亏平衡原理，研究不同油价下，萨北油田北二东层系重组的水驱层系组合的厚度等技术政策界限。

1、不同类型油层注采井距与采收率关系界限研究

为了明确各类油层在理想情况下的开采情况，建立了与之相对应的理想模型。理想模型的渗透率、厚度、孔隙度、含水饱和度都取各层的平均值，实际模型中采取的相渗曲线是以含水饱和度来分类的。

1、1渗透率小于50md与大于80md油层开采状况存在较大差异

针对不同类型油层设计注采井距为150m的五点法面积井网，从渗透率30md到500md油层的时间与采出程度曲线看，渗透率80md以上油层，在开采时间15年左右时，可达到最终采收率，而且曲线形态非常相似。但是对于渗透率分别是40md和50md的油层，要开采时间25年左右时，可达到最终采收率；对于渗透率30md的油层，开采时间延长到40年左右时，才能达到最终采收率。可见，采用相同井网，对于渗透率低于50md油层，要通过延长开采时间才能取得较好的开发效果。

1、2渗透率100md以下油层注采井距应在150 m以内

针对渗透率低于100md的油层，分别设计注采井距为100m、125m、150m、175mm、200m、250m和300m的五点法面积井网，通过研究可得出渗透率30md的油层，在注采井距为100m时，开采23年，达到最大采收率34.83%；在注采井距125m左右时，开采32年时，可达到最高采收率35.14%，注采井距在150m时，开采50年，达到最大采收率38.2%；而大于175m～250m井距的最终采收率为28.6%～33.88%，且都需要开采50年才达到最大采收率。研究得出对于渗透率50md油层注采井距应为150m以内，可以达到最大采收率35.96%，开采年限均在30年以内；如果注采井距超过150m，达到最终采收率的时间将会很长，但是若注采井距超过175m，将无法达到最终采收率。因此，渗透率100md以内的油层注采井距应在150 m以内。

1、3渗透率100md以上油层注采井井距应在200m－250m

针对渗透率大于100md的油层，分别设计注采井距为100m、125m、150m、175mm、200m、250m和500m的五点法面积井网，研究得出渗透率100md的油层，井距越小，所达到的采收率越低；当注采井距在200m时，开采31年达到最大采收率37.3%，而井距增大，将不能达到最终采收率；同样研究得出当渗透率为300md时，采用250m注采井距，在开采40年左右时，能达到最终采收率，如果井距进一步增大，开采后期采出程度提高幅度反而减小，因此，对于渗透率100md以上油层注采井距应在200m－250m。

综上所述，当油层的渗透率小于100md时，注采井距应控制在150m以内，渗透率大于100md的油层，注采井距应控制在200～250m左右。

2、不同渗透率级差组合界限

渗透率级差是描述油层非均质性的重要参数，依据北二东油层情况，将所有小层及韵律层按照渗透率大小排序，以代表低渗透油层的渗透率为基础，按照渗透率递增顺序组合，每一种组合相对应的渗透率级差。选取级差为1、1.6、2.5、3、4、6、8、10，共设计8种组合方式，在保持井网、采液强度、生产压差等开采方式及条件不变的情况下，计算不同渗透率级差条件下的开发指标，对比开发效果。计算8种组合方式下含水与采出程度关系、累计水油比与采出程度关系。从含水与采出程度关系曲线看，渗透率级差越大，开发效果越差，并且在级差2.5-4出现明显的分界，级差在2.5以下时开发效果明显好于级差在4以上的组合方式。由不同级差下的注水倍数、累积水油比对比曲线分析，相同采出程度下，渗透率级差越大，注水倍数越高在注水体积倍数1.5时，在级差时2的采出程度时35.98%，在级差是4时采出程度是34.82%，且不同渗透率级差条件下，相同采出程度下，级差越大，开采时间越长，同时级差3以内曲线形态基本一致。

因此，重组后每套井网渗透率级差越小，开发效果越好，渗透率级差最好控制在3左右。

3、不同类型油层层系重组厚度界限

国内外油田开发调整实践证明，对于非均质严重的油藏井网密度是水驱采收率的重要影响因素。井网加密对改善油田开发效果、提高采收率起到重要作用。但是，研究表明多数油田在井网密度达到60口/km2后，采收率随井网密度增加的幅度已经很小，因此，对于喇萨杏油田这样非均质油田来说，井网密度控制在60口/km2以下，油田加密调整的效果比较好。

表1油价40美元/桶、北二东水驱分类油层组合厚度下限

注采井距

（m） 0 8% 12%

二类 三类 二类 三类 二类 三类

125 15.44 19.65 18.32 23.31 19.54 24.87

150 10.72 13.64 12.72 16.19 13.57 17.27

175 7.88 10.02 9.35 11.89 9.97 12.69

250 3.86 4.91 4.58 5.83 4.89 6.22

300 2.68 3.41 3.18 4.05 3.39 4.32

目前北二东井网密度在60口/km2以下，从整个区块及水驱层系上看，还具有进一步利用钻新井进行层系重组调整余地。根据北二东油层性质的不同，把砂体发育较好的主力油层划分为一类油层（如葡I2），把其他油层中砂体发育较好的划归为二类油层 (如萨Ⅱ11+12)，砂体发育较差的划归为三类油层。

从目前北二东开发调整状况看，今后水驱调整对象主要是二类油层及三类油层。考虑不同油价、内部收益率下，平均单井累积产量及表外情况下，在油价40美元/桶时，不同注采井距条件下，二、三类油层水驱可调厚度下限差异较大，注采井距为250m、内部收益率为0时，二类新钻井极限可调厚度下限为3.86m；三类油层新钻井极限可调厚度下限为4.91m。内部收益率为8％时，二类油层新钻井极限可调厚度下限为4.58m；三类油层新钻井极限可调厚度下限为5.83m。内部收益率为12％时，二类新钻井极限可调厚度下限为4.89m；三类油层新钻井极限可调厚度下限为6.22m（表1）。

4、结论

（1）当油层的渗透率小于100md时，注采井距应控制在150m以内，渗透率大于100md的油层，注采井距应控制在200～250m左右。

（2）重组后每套井网渗透率级差越小，开发效果越好，渗透率级差最好控制在3左右。

（3）考虑表外情况，不同注采井距条件下，二、三类油层水驱可调厚度下限差异较大，注采井距为250m、内部收益率分别为0、8％、12％时，二类油层新钻井极限可调厚度下限分别为3.86m、4.58m、4.89m；三类油层新钻井极限可调厚度下限分别为4.91m、5.83m、6.22m。

参考文献

[1]熊钰，卢智慧，李玉林等．高含水期油田油井合采技术界限研究[J]．特种油气藏，2010，17（1）：61-63,67．

[2]贾建明．胡7南严重非均质油藏层系优化重组技术经济界限研究[D]．西南石油学院，2005.

作者简介：

韩学彬，男，1973年2月出生。现在大庆油田有限责任公司采油三厂地质大队，助理工程师,从事油田开井方案调整工作。