油砂山油田开发调整优化分析

摘要：油砂山油田是青海油区的一个老油田，自1956年投入生产以来，已开发生产57年，累计生产原油166.75万吨，通过对油田近年来的注水开发指标分析，认为油田目前注采系统还不能完全适应油田油砂体的分布状况，油水井井距偏大，油水井数比偏大，多向受效率低，油水井连通性差，水驱控制程度低等矛盾。有必要通过调整方案完善和优化油田注采系统，提高储量动用程度，提高注水利用率，改善油田开发效果，提高采油速度及最终采收率，实现效益开发。

关健词：开发层系；注采系统；加密调整；细分注水

中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2014）01-0-01

一、开发调整思路和原则

油砂山油田纵向上含油井段长、油层多、储层非均质严重，横向上砂体规模小、连续性差，层间干扰严重，加之受构造断层的影响，储量动用程度低、采出程度低；油田经过了半个多世纪的开发生产，随着开发井数的增多，对油田构造、储层等地质认识也更加深入和细化，原开发方案中一些指标已不适应油田的开发，新的矛盾不断出现，制约了油田的持续稳定生产；因此，必须对包括层系、井网、驱动方式、工作制度和开采工艺等方面的开发方案进行调整，使之更加适应油田的实际。

本次油田开发调整以油砂山油田探明石油地质储量为物质基础，通过注采系统调整提高储量动用程度，保证尽可能多的储量得到动用，使更多油井处于注水受益的第一线，提高注水利用率，改善油田开发效果；在井网调整中，结合油田合理有效厚度、单井极限产量、极限井网密度、合理井网密度、合理压力系统、合理注采比及合理油水井数比等技术政策界限的研究，为油田下一步注采井网调整提供技术支持；层系调整按照进一步细分层系降低层间干扰、提高储量动用程度；驱动方式主要以提高注采井数比和注采对应率以完善注采井网的调整思路，整体部署，分批实施；依靠科技进步和装备的现代化，逐步提高生产效率和资源利用程度，使调整方案技术上先进、经济上优越、可操作性强，提高油田整体开发水平。调整的总体原则如下：

1.针对不同开发单元的地质基础和开发现状，通过细分层系、注采系统调整，逐步建立较完善和优化的注采系统，提高井网控制程度，改善水驱状况；调整后的层系划分、注采井网，应提高储量的动用程度和水驱储量的控制程度，开发部署更适应油藏的地质特征。

2.钻井成本占油田开发成本的主要部分，所以从经济的角度考虑，应尽量减少新钻井数，充分利用老井、报废井，尽可能使油水井井别不变，对高含水油井及时找堵水或转注，尽量减少地面调整工作量，做到少投入多产出，提高资金的使用效益。

3.同一层系调整中，在主力或次主力油层含水达到85%以上或日产液量低于0.1m3时，对预留的未射孔油层（非主力层）进行补射孔，后期通过补孔改层以及储层改造措施进行动用，同时增强储层连通性，改善储层开采条件，弥补产量递减。

4.确定合理井网密度、油水井数比，优选井位使新井单井控制储量、产能、井距等开发技术指标保持在经济界限以内，以提高油藏开发效果和经济效益。对水淹层位开展“以堵为主、调堵结合”的综合治理措施，减少无效注水量、延缓产量递减。

二、划分开发层系的思路和原则

油砂山油田Ⅰ、Ⅱ断块Ⅱ、Ⅲ层系部分区域储量丰度高，油层厚度大，层间干扰严重，储量动用程度低。根据油层厚度和生产能力的分布特征，优选油层厚度大于30米的区域进行局部再细分层系开发；对Ⅲ、Ⅳ断块水井射孔厚度加上补孔潜力层厚度在30m以上的井采取增加注水井点，细分层系注水。按《SYT6105-94油田开发概念设计编制技术要求》，层系划分与组合原则：

1.一套开发层系中油水界面、压力系统、流体性质等特征要基本一致；一套层系中储层沉积条件及所控制储层沉积砂体的非均质性不宜过大。

2.一套层系中纵向上井段不能太长，油层总数控制在8层左右，主力油层2～3层，同时层系中应留有10m左右的有效厚度，和一定单井控制储量的生产能力，以确保油井具有一定的产能，开发部署能取得较好的经济效益。

3.每套开发层系的内部都要根据油层的分层状况，尽可能地留出卡封隔器的位置，在此位置不射孔，也就是在划分时要留有至少2m以上稳定的泥岩隔层，以确保注水开发时不发生水窜而影响产量，确保开发效益。

三、加密调整的原则

前苏联马尔托夫等人分析了水驱条件下进入开发晚期的130个油藏的实际资料，得出了井网密度与采收率的关系，表明井网密度增加，将使采收率不同程度增加，井网越密，对油层的控制程度越高，对实现油田的高产稳产和提高采收率越有利，但井网密度增加到一定程度后，再加密井网，则对油层的控制不再有明显的增加。而一味的加密井网在经济上也未必划算和可行，势必造成浪费。

研究表明油砂山油田沉积单元砂体发育规模小，多为1～2个井点控制，难以形成完善的注采井网，加上断层的存在制约着开发井网的部署，造成油井多向受效率低、油水井连通性差、水驱控制程度低，不适宜大规模的均匀井网加密，应根据砂体发育状况以及井网状况，按照“注采井网不完善区优先、经济效益好的区优先”的原则，优选井位，分步实施。

1.以注采井距大、井网控制程度低的Ⅰ、Ⅱ断块Ⅰ上、Ⅰ下层系及Ⅴ、Ⅵ断块为调整对象，主要是与原井网相互混合，通过井网加密与井网调整相结合，建立较完善的注采系统，提高水驱控制程度。

2.按照各开发单元的合理井网密度部署加密井网，保证加密井控制一定的剩余地质储量，具有一定的生产能力，同时应上下兼顾，有利于各层系井网间的综合利用、相互补充，把经过分析研究制定的的油水井射孔层位落实到每一口井上。

四、注采系统调整及水井细分

油井产能大小决定了油田开发效益的好坏，影响油井产能的因素很多，其中开发方式是主要影响因素之一。在注水开发的条件下，若保持地层压力开采，油井的产能随地层渗透性及原油性质不同而变化，但一般具有阶段性稳定产能。油田在目前生产情况下，各开发单元油水井数比偏高，注采井网不完善，需要调整部分水井及新钻水井完善注采井网。

现有井网中水井射孔井段长、储层射开不完善，注水井点少，水驱控制程度低，需要通过调整来提高储量动用程度，改善油藏开发效果。在注水开发的条件下，要保持一定的地层压力开采，减少地层亏空；根据现有井网特点和油藏地质特征，以井组为单元对水井进行细分，即“油井完善、水井细分，局部调整”，对低效井补孔提高注采对应率；以井组为单元，增加注水井点，减少注水井段长度、提高储层射孔层位对应率，再根据每个井组的具体情况和原注水情况，将注水量分配到每口注水井的每个注水层段中，逐步建立完善的注采系统； 对层系调整和井网加密调整的区域，应将层系调整、加密调整与注采系统调整紧密结合，统筹安排。

五、结论和建议

根据现有井网特点和油藏地质特点，主要通过水井细分注水，低效井补孔提高注采对应率，优先考虑地层能量不足、注水井点少的区域，增加注水井点，补充地层能量；优先利用现有井网注水采液潜力，在现井网已不能满足调整目标时再进行井网调整，尽量减少调整工作量，做到少投入多产出。注采井网调整与注水产液结构调整相结合，转注井或新水井以后，应根据油水井连通状况，对老注水井的注水量及层位进行适当的调整，对见效油井及时采取相应的提液措施，充分发挥注采调整的效果；在合理利用资源和提高经济效益的前提下，尽量采用各种先进工艺技术和方法，提高单井产量和油田的最终采收率，提高油田开发水平。

参考文献：

[1]《油田开发调整方案编制技术要求》.中华人民共和国石油天然气行业标准，SY /T5851-2005.

[2]《油田开发主要生产技术指标及计算方法》.中华人民共和国石油天然气行业标准，SY /T6366-2005.

[3]童.油井产状和油藏动态分析[M].石油工业出版社，1981，4.

[4]廉庆存.油藏工程[M].石油工业出版社，2006，8.

作者简介：林益康（1963-），男，工程师，1995年毕业于西安石油学院电子仪器及测量专业，青海油田勘探开发研究院工作。