中低渗油藏聚合物驱井网优化研究

【摘 要】 利用数值模拟手段对孤东二区北Ng53层系开展井网优化调整研究。针对单元油藏动、静态特点，结合剩余油分布特征，分别设计了三套井网调整方案，优化最佳井网模式，并进行单元水驱和聚合物驱指标预测。

【关键词】 中低渗油藏 井网 数值模拟 提高采收率

胜利油田中低渗油藏资源丰富，分布范围广，储量集中，目前主要开发方式为注水开发，采收率不高，具有进一步提高采收率的潜力。在化学驱面临油藏条件越来越苛刻的形势下，开展中低渗油藏化学驱研究势在必行。研究表明，井网部署是否合理是中低渗油藏开发成败的关键[1-2]，本文以孤东二区北部Ng53层为研究对象，利用数值模拟手段对单元最佳聚合物驱井网调整方案进行了优化研究。

1 油藏概况

研究单元位于孤东二区北部斜坡区，由GO69-70主断层及次级断层夹持，整体构造平缓，地层由西向东抬升，构造相对比较简单。单元含油面积0.7km2，有效厚度3.5m，地质储量49×104t。单元渗透率较低，平均渗透率为544×10-3μm2，平均孔隙度为33.5%。

2 开采现状

研究单元于1987年4月投入开发，1989年3月开始注水开发，目前处于特高含水期。油井6口，日产液水平129t/d，日产油水平5.3t/d，综合含水95.9%，动液面339m，累产油13.2×104t，采出程度26.9%。水井4口，开井2口，日注水量201m3/d，注入压力11.3MPa。

3 存在问题

对单元生产、注入动态进行分析，单元存在以下问题：（1）试验区内油井产液不均衡，动态非均质性突出；（2）日注量严重不均衡，平面上注入不均匀；（3）井网不完善，试验区内现井网存在油井聚集及无井控制现象，井网完善程度较低， 因此我们需要对井网进行优化调整。

4 剩余油分布特征

利用数值模拟手段分析了单元平面和层内剩余油分布特征：平面上，剩余油普遍分布，平均剩余油饱和度46%，平面剩余油富集区主要在选区边缘、油井井间和井网控制差的地方；纵向上，将53层细分为5个模拟层，对比各模拟层剩余油饱和度，得知油层内部动用不均衡，底部水淹严重，剩余油主要集中在油层顶部。

5 井网优化调整研究

（1）确定井网调整原则：第一、充分利用老井，减少投资；第二、改变液流方向，提高波及程度；第三、结合剩余油分布特征，部署井网。

（2）井网调整方案设计：根据以上井网调整原则，设计了三套井网调整方案。

方案一：完善井网；在现井网的基础上进行了完善，完善后油井总数8口，其中新油井3口，归位油井1口；水井总数6口，其中转注井2口。方案二：垂直构造线井网；设计近似垂直构造线的排状井网，在老油井控制不到、油层发育相对好的位置设计3口新油井，3口老油井层系归位；井网控制差部位设计1口新水井，两口油井转注。方案设计油井总数10口，水井总数7口。方案三：平行构造线井网；设计近似平行于构造线的排状井网，在老油井控制不到、油层发育相对好的位置设计4口新油井，1口老油井层系归位；井网控制差部位设计2口油井转注。方案设计油井总数10口，水井总数7口。

（3）井网调整方案优化：第一、水驱指标预测（表1）：

对比三套井网方案，方案一井距170-300m，平均210m，方案二井距150-260m，平均200m，而方案三井距150-240m，平均190m，其中方案三井网的平面分布相对比较均衡。利用数值模拟手段预测三套井网的水驱含水与采出程度，可以看出，方案三（平行构造线井网）含水上升最慢，15年后水驱采出程度最高， 达到30.8%，可提高采收率1.2%。

第二、聚合物驱指标预测：在水驱指标预测的基础上进行了聚合物驱指标预测，通过不同井网聚合物驱提高采收率对比可以看出，方案三提高采收率幅度最大，可提高4.2%，因此我们推荐平行构造线的排状井网为最佳井网调整方案。

4 结论

针对研究单元渗透率偏低、井网不规则、分布不均衡、平面差异大等特点，设计了三种井网形式，利用数模进行了优化，结果表明：平行构造线、注采井距差异小的井网形式最佳，井网调整水驱提高采收率1.2%，聚合物驱提高采收率4.2%。该套井网密度略大，单井注入强度较温和，流线分布均匀，波及能力较强。

参考文献

[1]李松泉，唐曾雄.低渗透油田开发的合理井网[J].石油学报，1998，19（3）：52-55.

[2]毕研斌，邢洪斌.低渗透油田合理注采井网系统探讨[J].低渗透油气田，1997，2（4）：33-36.