太121断块注采系统调整方式研究

王春友

摘要：针对太121断块目前井网存在的主要问题，研究制定了注采系统调整的原则，并优选确定了以钻补充完善井及灵活转注方式的调整方式。从调整方案指标预测结果来看，适时地对油田的注采系统进行调整，能够减缓产量递减并控制含水上升速度，可以较大幅度地提高油田水驱采收率。该成果对于没有规则加密条件的开发区块完善注采关系，提高采收率具有十分重要的指导意义。

关键词：注采系统；调整原则；调整方式；提高采收率

中图分类号：TE35文献标识码：A文章编号：1006-4311（2010）01-0034-02

1地质概况

太121断块于2001年投产，采用反九点面积井网注水开发。动用含油面积3.32km2，地质储量211×104t，共有油水井40口，其中油井29口，水井11口。年产油2.06×104t，年注水6.77×104m3，采油速度0.98％，采出程度11.58％，综合含水67.27％，累计采油24.44×104t，累计注水49.46×104m3。

2开发存在的主要问题

2.1油水井数比高，注采系统不完善，水驱控制程度低。依据目前开发状况计算合理油水井数比应为1.88：1，但实际的油水井数比为2.85：1，井网与砂体适应性较差。断块内砂体以宽度在100～300m之间窄条带状为主，导致水驱控制仅为64.3％，且以不连通及单向连通为主，分别为35.7％、38.2％，双向连通比例仅为26.1％，没有多向连通厚度，有近70％以上储层动用差及未动用，储量动用程度低。

2.2储层动用不均匀，注水效率低，调整难度大。断块内水井吸水、油井产液状况不均衡现象严重，主力油层累计产、吸量较高，均在30％以上，而非主力油层则较低，相对吸水量小于9％，相对产液量小于18.3％。断块初期存水率较高为78.6％，但随着含水的上升，存水率逐渐降低，目前仅为64.7％，对应注采比存水率低于理论值6.7百分点。断块内有6口水井只能依靠周期注水控制油井含水上升，占水井总数的54.5％，靠注水结构调整稳产难度大。

2.3断块内井点缺失处存在储量损失。目前断块内共有4处井点缺失，导致部分储量损失。

3注采系统调整原则

通过注采系统调整最终要实现三个目标：一是充分合理利用有限资源，尽量提高油田储量动用程度；二是降低综合含水，减缓产量递减；三是提高经济效益，提高油田采收率，因此在调整过程中应该遵循以下原则：（1）对于油井因转注及补充井而新增的方向、新增水驱厚度的油层，应及时采取相应的提液措施，进行压裂引效。可根据油井产量、含水情况实施进行，以搞好平面调整，充分发挥调整的效果，提高经济效益。（2）转注井投注以后，根据周围油水井的连通状况，对老注水井的注水量进行适当的调整，实现新老井注水量的合理转移，改变液流方向，扩大波及体积，同时控制老井注水压力，预防套损发生。（3）对于补充井优选，预测可调厚度要大于油田经济极限厚度，并能够达到最有效改善调整区注采关系、增加水驱储量的井位。（4）对于转注井根据与周围油井连通状况，应补射作为油井时未射开的油水同层及砂岩层，作为连通油井层的注水层，同时补射连通转注井的油井未射开油层，增加水驱厚度。

4注采系统调整方式研究

利用数值模拟及动态分析方法将原始井网与另外设计的四种注采系统调整方案进行对比，评价优选出最佳方案。

4.1基础井网：不进行注采系统调整，按目前井网继续开发。井网特点：注采系统不合理，与砂体适应性差，水驱控制程度低，开发效果差。

4.2转五点井网：转注原井网角井，形成五点法注水井网，油水井数比为1：1。优点：水井多，水驱控制程度高，可使区块水驱控制程度提高到80％以上，注水强度高，波及系数大。缺点：转注井多，剩余油井少，采油速度较低，影响油田稳产。

4.3转线性井网：转注原井网水井排油井形成线性注水井网，油水井数比为1：1。优点：能够使油井多方向受效，有利于提高水驱控制程度和水驱储量动用程度。缺点：由于断块内发育窄条带砂体，砂体以南北向连续发育为主，横向连续性差，因此250m水井距难以形成水线，无法实现线状注水。

4.4灵活布井井网：在原井网基础上，根据储层砂体连通状况，考虑转注井损失产量最小及转注后可增加水驱厚度，水驱方向厚度最大化等原则，采用灵活转注方式，转注3口井，转注后油水井数比为1.93：1，形成不规则注水井网。优点：油水井数比接近合理值，且可在最小产量损失的情况下较大幅度提高水驱控制程度。缺点：断块内还存在缺失井点区域，仅通过注采系统调整难以动用该区域储层，不能达到提高储层动用程度目的；

4.5灵活布井+补充井井网：以灵活布井井网为基础，在断块井位缺失区及井网对砂体控制程度低部位钻补充井，形成不规则注采井网。设计钻补充井4口，其中注水井3口，采油井1口，加上转注原井网油井3口，油水井数比为1.82：1。优点：油水井数比达到合理值，较大幅度提高了水驱控制程度和储量动用程度，能够达到改善开发效果的目的。

通过数值模拟对以上五套井网开发情况进行预测，当含水大于90％时，灵活布井+补充井井网采出程度最高，基础井网开发效果最差，因此最终确定太121断块的注采系统调整方式为打补充井与灵活转注相结合的调整方式。

5调整效果评价

5.1开发效果评价。依据灵活布井+补充井调整方式，3口补充水井预计增加水驱厚度20.3m，增加水驱方向厚度12.4m，增加水驱储量10.92×104t；3口转注井新增水驱厚度42.4m，新增水驱方向厚度8.4m，增加水驱储量19.37×104t，合计新增加水驱储量33.41×104t，增加可采储量8.25×104t。调整方案实施后，可提高采收率3.36个百分点。

调整后水驱控制程度由转注前的64.3％提高到86.8％，不连通比例由转注前的35.7％减少到13.8％，单向连通比例由转注前的38.2％减少到转注后的21.8％，增加多向连通比例5.4个百分点，有较好的改善水驱状况的调整效果。

5.2开发指标预测。应用数值模拟对太121断块基础井网及调整后10年开发指标进行预测，基础井网不调整开发10年末，断块综合含水88.2％，采油速度0.22％，累计产油8.94×104t，采出程度14.29％。而调整10年末，断块综合含水84.4％，采油速度0.35％，累计产油13.73×104t，采出程度16.26％。10年累积增油较原井网增加4.79×104t，采出程度可提高1.98个百分点。预计方案实施后年含水上升值为3.7％，可取得较好的稳油控水效果。

6结论

6.1应用油藏工程手段和油藏数值模拟方法，对比分析了4套不同开发调整方案开发效果，结果表明灵活注采系统调整方式与补充井结合后，改善油田开发效果最佳。

6.2在太121断块采用钻补充井及灵活转注的注采系统调整方式。共优选补充井4口（其中3口注水井，1口采油井），优选转注井3口，调整后油水井数比为1.82：1，达到合理值。

6.3预测注采系统调整实施后可新增可采储量8.25×104t，水驱控制程度可提高22.5个百分点，最终采收率可提高3.36个百分点，在方案实施当年预计含水上升值为3.7％，具有较好的改善水驱状况的调整效果。

参考文献：

[1]李道品.低渗透油田开发[M].北京：石油工业出版社，1999.

[2]才汝成.油气藏工程方法及应用[M].北京：石油工业出版社，2002.