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【摘要】扶余油田开发主要层系为扶余、杨大城子油层，为合层开采。由于扶杨油层储层、流体、能量差别均较大，导致扶杨油层共同开发层间干扰严重。2009年应用油藏精细描述研究成果，针对扶杨合采区存在的主要问题，重构地下体系，在东16-2区块开展了扶杨两套井网试验，并取得了较好的开发效果。杨大城子油层砂岩钻遇率由调整前的40%提高到目前90%。平均单井产能得到了大幅提高。该项技術的成功，为扶余油田乃至国内类似区块的开发具有一定的指导意义。
【关键词】扶余油田 扶杨分采 单砂体
1 试验区在开发过程中存在的问题
1.1 油藏井点损失严重，开发效果难以提高
从油藏开发状况及高产区块对比分析表明，开发单元油水井生产状况及其井网形式对油藏开发也有一定程度的影响。通过对D16-2区块油水井井况调查结果表明，在399口油水井中，可再利用生产油水井仅135口，占油藏总井数50.9%。其中包括套变生产井（φ≥95mm）在内可利用油井143口，可利用水井60口，分别占油水53.6%和45.5%，反映出油水井利用率低、井点损失严重。油藏可利用油水井平面分布极不规则，造成局部井区有采无注、有注无采和注采失衡。
1.2 合采抑制杨大城子油藏，油藏产能难以发挥
多年开发实践及油藏综合研究表明，分属不同沉积环境的扶余油田扶余油层和杨大城子油层除储层物性有明显差异外，受成藏因素控制，油藏压力、原油物性等也存在明显不同。在合层开发过程中，严重抑制了杨大城子油藏的产能发挥。如D+2-03井自2004年投产杨大城子油藏16、17、21小层后，在单采该层的8个月内，油井产量由初期的0.8t/d缓慢上升至2.8t/d，期间含水保持稳定，平均17%，开采效果较好。在2005年3月动用扶余油层后，含水由17%大幅度上升至94%，而产油量由2.8t/d下降至0.5t，降低幅度达82%。尽管该井此后多次实施产能措施作业，但油井产量再未恢复，长期保持高含水、低产油开采状态。
1.3 合采造成扶杨地层压力及生产压差差异大，抑制杨大城子油层产能
扶杨油层由于沉积、物性特征、注水见效特征造成扶杨合采后，地层压力差异较大，生产压差小，从而使得杨大城子油层产能受到严重抑制。
1.4 砂体配置关系复杂，注采完善程度低
东16-2区块扶余油层沉积为浅水三角洲沉积，砂体连续性较好，呈连片状分布；杨大城子油层沉积为曲流河相沉积，砂体连续性较差，呈条带状分布。而目前的井网布局以扶余油层为主进行部署，这种井网格局使得扶余油层储量得到了有效控制，但由于两种储层在沉积特征上的不同，杨大城子油层钻遇率得不到有效控制，杨大城子油层井网形成有注无采、有采无注、无井控制的格局。
2 扶杨分采开发技术对策
2.1 扶杨分采开发总体技术对策
（1）根据单砂体及沉积微相研究成果，将现有以一套井网合采的扶余油层和杨大城子油层分两套井网对立开采；
（2）以点坝储层为主的杨大城子油层以不均匀线性井网进行独立开发，视点坝储层及河道间储层发育程度，在砂组单元内进行合层开发，在砂组间进行上返式开发。
2.2 扶杨两套井网部署原则
（1）部署井能够提高储层钻遇率和多向注采受效关系。对杨大城子油藏部署采用不规则注采井网部署，以通过提高曲流河点坝砂体钻遇程度，实现油藏储量有效动用和建立有效注采关系目的。
（2）结合内部已有的井网，调整后形成的新井网是采取扶余油层和杨大城子油层两套井网开发，分别单独动用扶余油层和杨大城子油层。
（3）以单砂体内部构型研究成果为指导，优化井网设计，整体形成线性井网，局部对单砂体进行井网完善。
依据以上原则将原井网调整为扶余井网和杨大城子井网两套井网，扶余井网调整为油井距为50-80，排距100-140m，杨大城子井网调整为油井井距60-90m，排距100m-130m的线状注采井网。
在以上部署原则指导下，杨大城子油藏不规则线性注采井网由77口油水井组成，其中新部署油井33口，水井19口，利用油井7口，水井18口。杨大城子油藏不规则线性注采井网点坝砂体钻遇率统计结果表明，与注采井网未调整前主力相带油层钻遇相比，主力小层砂体钻遇率由30.2%提高到78.9%。
3 效果评价
3.1 杨大城子油层主力砂体钻遇率大幅提高
杨大城子油藏不规则线性注采井网点坝砂体钻遇率统计结果表明，与注采井网未调整前主力相带油层钻遇相比，主力小层砂体钻遇率由30.2%提高到78.9%.
3.2 扶余井网发挥较好
由于钻井停注泄压时间长，压力下降较快，老井产油递减较大，单井产油由09年6月份的0.67吨下降到12月份的0.46吨。 2010年4月份恢复注水后，随着地层能量的补充，老井日产油逐步恢复，已经油0.46吨上升到0.52吨。
3.3 杨大城子井网逐步发挥作用
随着杨大城子注采关系逐步建立，同时加大注水方案调整力度，目前油井逐步见到效果。实施分采后，杨大城子油层井网得到完善。
3.4 区块整体开发形势好转
投产新井效果好，同时区块整体产能提高，单井产量提高由原来的0.47吨/日提高到目前的0.75吨/日。老井递减得到了有效控制，由原来的15%减缓到目前的10%，水驱可采储量大幅提高大幅度，可采储量由305.8万吨增加到370.4万吨。
4 应用前景
通过开展分区块、分小层地质特点及采出特点的精细研究和评价，明确出在有效厚度大于6m的区域内具有单独动用的潜力；16-2区块两套井网试验成功，为扶余油田扶杨两套井网开发提供了技术思路。目前杨大城子油层潜力状况：目前杨大城子油层发育，厚度大于6m的区块，面积2.23km2，地质储量258.44×104t，推广应用前景广阔。
5 结论及认识
（1）杨大城子油层发育区实施扶杨两套井网开发是适应的。
（2）以单砂体研究成果进行井网部署，可有效的提高储层储量控制程度。
（3）扶杨两套井网进行开发，可有效减缓递减，提高扶余油层、杨大城子油层的开发水平。
（4）扶杨老套井网开发可推广应用于扶余油田具有杨大城子发育区区块。
参考文献
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