过渡带加密调整方法研究

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1、过渡带加密调整方法研究摘要：喇嘛甸油田北东块过渡带历经四十余年开发，目前己进入特高含水开发期，面临采油速度低、各条带砂体动用不均衡等实际状况。为改善北东块过渡带开发效果，在搞清调幣潜力分布状况基础上，优选最佳调整方式，能够缓解过渡带开发过程中存在问题，对改善特高含水期过渡带开发效果，意义较大。对今后油田开发调整，具有较高指导意义和参考价值。关键词：过渡带；特高含水期；井网加密一、概述喇嘛徇汕田北东块过渡带于1973年投入开发，历经水驱多次开发调整，目前已进入特高含水开发期，开发过程屮暴露出现井网密度小、砂体控制程度低、薄差层未动用比例高

2、以及各条带砂体动用不均衡等问题。为有效改善过渡带开发现状，获得较好经济效益，提高原油采收率，增加可采储量，进行喇嘛甸油田北东块过渡带加密调整方法研究［1］。通过调整,可提高水驱控制程度，扩大水驱波及体积，完善砂体注采关系，新建注采驱动体系，有效挖潜注采不完善、薄差油层剩余油，并指导投产后开发调整。二、调整潜力研究(-)调整依据1、过渡带井网密度低，各条带单井控制储量不均分析喇北东块过渡带井网密度，全区共有水驱井298口，其中釆油井181口，注入井117口，井网密度为20.34口/km2,相比全油田水驱低了24.74口/km2o过渡带单井

3、控制储量为18.32X104t/口，英中，一条带单井控制储量达到22.89X104t/口，二、三条带单井控制储量达到17.27〜20.21X104t/口,四条带单井控制储量只有10.56X104t/口。2、过渡带水驱控制程度为82.3%,多向连通比例低分析喇北东块过渡带现井网水驱控制程度统计结果，整体水驱控制程度为82.3%,其中，三向及以上水驱控制程度为51.0%。其中，四条带为77.5%,萨I组油层控制程度较低,为67.4%（表1）。3、油层动用不均衡，采出程度存在差异从北东块过渡带油层动用状况来看，各砂岩组釆出程度存在较大差异。整

4、体上看，萨、葡油层采出程度为33.5%o其中，萨I1-5、萨111-3油层采出程度较低、分别为20.3%和28.6%,萨III4-7.萨1115+16、葡I1-2油层采出程度较高、分别为37.9%.38.6和41.9%（图1）。综上所述，北东块过渡带存在井网密度小，水驱控制程度低，油层动用不均衡，采出程度存在差异等问题，需要进行调整。（二）调整潜力1、过渡带剩余油分布特征应用北东块过渡带数值模拟研究结果，确定剩余油主要分为四类[2],一是在过渡带收边部位，缺少注入井点形成的注采不完善型剩余油。剩余储量比例为20%左右；二是在部分非主体席

5、状砂及表外砂体中，受非均质和层间干扰作用形成的成片差油层型剩余油。剩余储量比例为30%左右;三是在发育规模较小砂体中，原井网注采井距过大，连通关系差，导致注入水波及效果较差，形成的动用较差型剩余油。剩余储量比例为40%左右;四是受薄差油层或尖灭遮挡，造成原井网注采关系不完善，形成的遮挡型剩余油。剩余储量比例为10%左右。2、通过缩小注采井距，可有效提高水驱控制程度依据北东块过渡带油层发育和开发现状，拟将现150mX300m注采井距，缩小为150m~200m左右注采井距，分析拟加密后水驱控制程度。表明，随着注采井距缩小，水驱控制程度越来越

6、高，特别是多向连通比例提高幅度较大。加密后水驱控制程度为89.3%.介于80.6%〜94.3%之间，三向以上控制程度为74.7%.介于62.3%〜82.8%之间，相比于现注采井距，水驱控制程度提高7.0个百分点，三向以上控制程度提高23.7个百分点(表2)。因此，150m〜200m左右注采井距，水驱控制程度较高，主要以三向以上连通为主，为取得较好开发效果奠定了坚实基础。3、过渡带采出程度低，可进一步提高各类油层采收率北东块过渡带各类油层均得到动用，全区地质储量5458.68X104t,累积产油1827.5X104t,采出程度为33.5%

7、,比全油田平均水平低1.3个百分点。数模预测结果表明，按照目前开发方式，至含水98%时最终采收率将达到37.4%,比全油山平均水平低2.0个百分点左右。表明，现井网潜力较小。因此，可通过再次调整，能够进一步提高各类油层采收率。三、调整思路及原则(-)调整思路为有效改善北东块过渡带整体开发效果，以提高水驱多向控制程度，强化对注采不完善井区和薄差油层的控制程度，完善砂体注采关系为出发点。确定了进行井网加密，完善动用较差油层注采关系，新建注采驱动体系，同时配合调整注采系统的调整思路。(-)调整原则(1)过渡带整体进行井网均匀部署，新老井网结合

8、，完善注釆关系。(2)采用150m~200m左右五点法面积井网，多向连通率高于50%,注采井数均衡。依据油层发育和可调厚度实际，各条带区别考虑。(3)井网加密调整与注采系统调整紧密结合；一条带协调好新钻井与