宋芳屯油田北部加密调整的相关思考

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摘　要：在宋芳屯油田北部区块实施加密调整，对于改善采注关系、提高采收率、增强水驱控制程度具有重要作用，进而大幅度地提升了区块开发效果，增加了可采储量和经济效益，为解决宋芳屯油田同类区块问题提供了可靠依据。基于此点，本文对宋芳屯油田北部加密调整的相关事项进行分析。

关键词：宋芳屯油田　加密调整　采储量　采收率　开发效果

一、宋芳屯油田概况

位于黑龙江省大庆市与安达市境内的宋芳屯油田，东与徐家围子和升平油田相邻，南与模范屯油田相邻，北与卫星油田相接，南与永乐油田相接。当前，宋芳屯油田已经开发出6个区块，分别为芳707、芳507、芳17、芳6、宋芳屯试验区以及祝三试验区。随着宋芳屯油田开采量需求日益增大，宋芳屯于2005年11月开始投产加密井，并将加密调整作为宋芳屯油田北部发展的首要措施。截至到目前为止，宋芳屯已投产加密井112口，分布于6个区块，5口位于芳707地区、22口位于芳507地区、8口位于芳17地区、39口位于芳6地区、16口位于祝三实验区、22口位于宋芳屯试验区。

二、宋芳屯油田北部加密调整方案设计

1.明确加密调整原则

宋芳屯油田北部采取井网加密与注采系统相调整、与区块开发相结合的原则，具体包括以下几个方面：加密调整要确保获取良好的经济效益，使加密井厚度大于加密下限，老油井单位厚度和含水累计产量要小于加密上限；宋芳屯油田加密调整要以提高采收率和可采储量为目标，确保天然资源可以有效、充分利用；加密调整要改善油田开发效果，解决开采中存在的矛盾；加密井开发部署要与原井网相协调，减少井间干扰，并有利于后期井网的调整和利用；选取的加密对象要具备可供调整的条件和物质基础。

2.加密调整方案设计

在充分考虑宋芳屯油田北部井网特点的基础上，制定井网加密调整设计方案共以下三个：

方案一：井网中心均匀加密油井反九点注水。井与井之间的距离为212m，加密调整后转注原老井网油井，形成新的反九点注水井网，从而有利于减少加密初期的转注井，提高采油速度。

方案二：井网中心均匀加密油井反五点注水。井与井之间的距离为212m，加密调整后转注原老井网油井，形成五点注水井网，从而有利于提高水驱控制程度，增大注水强度。但是，因加密后转注井过多，所以导致油井减少，降低了采油速度。

方案三：油井排加密油井线状注水。油井加密后转注原井网水井排油井，组成线状注水井网，从而有利于避免在油田分流相砂体主流线上加密，但是该方案由于加密井投入较少，易导致采收率增幅偏小，并且相对于窄条带砂体而言，无法满足线状注水的要求。

3.优选加密方式

在结合宋芳屯油田北部各区块注水开发特征的基础上，应对芳707、芳507、芳17、芳6区块采取正方形井网对角线交点加密的方式，对祝三试验区、宋芳屯试验区、芳6区块的芳708井区进行采油井排加密。采取此种加密调整方式的原因在于：

3.1受宋芳屯油田地质条件的影响，在中心加密井网具备加密井多、井网分布均匀的优势，并且能够增强井网对砂体的控制，提高水驱控制程度。

3.2中心加密井网的初期采取反九点注水井网的加密方式，可以使加密井全部为油井，相比较油井排井间加密而言，油井可以多出三分之一，相比加密五点注水油井而言，油井可以多出三分之二，此外还可以在确保加密初期不影响正常生产的情况下，提高油田产油能力和加密初期的油田采油速度。

3.3中心加密初期采用反九点注水方式可以有效避免转注的盲目性，符合注水井的动态特征和油层实际情况，实现注采关系与砂体的有效协调。同时，该加密调整方式能够确保反九点注水向五点注水逐渐转化，扩大油井采收率。

3.4在宋芳屯油田区块或井组含水70%以上，采出程度在20%以上的区块采取油井排井间加密的方式，有利于提高生产经济效益。

4.井位确定

在宋芳屯油田北部6个区块选取加密井75口，由于祝三实验区的采出程度较高，以及宋芳屯试验区局部已经完成加密，所以对祝三实验区仅选出2口井，宋芳屯试验区不选井，并在此次加密调整中不纳入加密范围。其余4个区块的井位确定情况如表1所示：

5.加密调整后采储量的区块开发效果

在对宋芳屯油田北部进行加密调整后，根据北部各区块水驱特征获取采收率，并运用井网密度法求得各区块水驱采收率在31.4%~32.9%的范围内。在加密调整区内的地质储量为185×104t，可采储量为9.4×104 t，断层附近及扩边区加密井地质储量为73×104t，可采储量为19.6×104 t，详细情况如表2所示：

由此可见，在宋芳屯油田北部加密调整后，全区可采储量较之加密前相比有了极大提升。以加密井较多的芳6区块为例，通过加密调整，极大地缓解了井区的注水压力，有利于改善注采关系，使水驱控制程度提高7.2%，并且全区日产油量比加密前增加了45t，可达到142t，采油速度可从原本的0.52%提升至加密后的0.75%。

参考文献

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