引 言

孤东二区位于孤东披覆构造西翼北端，以孤东13断层与以东的六区及以南的三区为界，由于断层的牵引作用，形成中部高，边部低的背斜构造，整体构造比较简单平缓。孤东油田馆上段为主要含油层系，油层埋深一般在1 180~1 445 m，油层多，厚度大，含油面积大，储量集中。

孤东二区于1986年投入开发，目前完钻井共计410口，其中取芯井4口，主要含油层系是馆上段，含油面积8.3 km²，有效厚度13.4 m，地质储量2 359×10⁴ t。孤东二区馆5试验区分5³、5⁴、5⁵等3个小层开发，含油面积1.72 km²，平均有效厚度11.5 m，地质储量430×10⁴ t。试验区为河流相正韵律层状构造油藏，储层压实差，胶结疏松，油水界面不统一，压力系数1.0，地温梯度3.4 ℃/(100 m)。平均孔隙度33.2%，空气渗透率1 491 mD，原始含油饱和度65%，泥质含量6.5%，地下原油黏度70 mPa·s。

调整前孤东二区Ng⁵试验区总油井29口，开井27口，日产液1 314 m³，单井日产液48.7 t，日产油61.2 t，单井日产油2.3 t，综合含水95.3%，动液面750 m；水井共22口，开井20口，日注水1 781 m³，单井日注水89 m³，采油速度0.52%，地层总压降-0.8 MPa，采出程度37.6%。由于套损事故井多，造成局部井网不完善、储量失控大；合采合注井多，层间矛盾突出；一套井网开发，井网形式相对固定，平面层间剩余油得不到有效动用，严重影响了油藏的开发效果。

1 油藏静态地质特征 1.1 地层对比技术

在孤东二区原馆上段5³~5⁵对比的基础上，将原划分的3个小层细分成6个小层(馆上段5³¹、馆上段5³²；馆上段5⁴¹、馆上段5⁴²；馆上段5⁵¹、馆上段5⁵²)，为使地层划分更加合理，地质建模划分了6个小层，纠正了原地层划分存在的问题，修改了小层界限或沉积时间单元界限^[1]。

1.2 构造特征研究

孤东二区馆上段构造断裂系统比较简单，主要由7条北东-南西向断层组成。

试验区位于孤东二区中部的背斜区，为主要油气聚集区。内部无断层，边部有2条边界断层，由于断层的牵引作用，形成断块边部低，中间高的牵引背斜构造，整体构造比较简单平缓。

1.3 储层特征 1.3.1 沉积相研究

根据平面相分析资料等研究成果，孤东二区馆上段储层有两种沉积模式，馆上段5⁴~5⁵为辫状河沉积，馆上段5³为曲流河沉积，共有4种亚相，8种沉积微相。4种亚相分别为河床亚相(A)、堤岸亚相(B)、河漫亚相(C)和废弃河道亚相(D)。8种微相为边滩(A₁)、河道充填沉积(A₂)、心滩微相(A₃)、谷底滞留沉积(A₀)、河道边缘(B₀)、决口扇(B₁)、道间洼地(C₁)和漫滩沉积(C₂)等。

1.3.1.1 储层参数研究

孤东二区馆上段5³~5⁵层主要为河流相的心滩和边滩微相沉积，孔隙度、渗透率较大。孔隙度主要分布在30.0%~35.8%，均值为33.3%，渗透率主要分布在280~3 340 mD，均值为1 150 mD，属于高孔高渗储层。

1.3.2 储层非均质性

储层非均质主要通过储层在三维空间的非均质性来表征，即平面、层间及层内非均质性。孤东二区馆上段属于河流相沉积，非均质性严重，渗透率变异系数0.67。

平面非均质：储层物性受沉积相控制，渗透率空间差异较大，分布范围在280~3 340 mD。河道主体物性好于河道边缘带，河道砂体物性好于河间砂体物性。河道砂坝砂体物性好，分布相对均质。层间非均质：从纵向上各砂体的渗透率变化可以看出，层间相对均质，层间渗透率差异变化不大。层内非均质：孤东二区砂体层内以正韵律为主，底部渗透率大，向上逐渐变小，孤东二区馆上段5³~5⁵层内非均质性较强，平均渗透率突进系数2.92，变异系数0.96。

1.3.3 隔层研究

隔层是指油田开发过程中对流体运动具有隔挡作用的不渗透岩层，是非均质多油层正确划分开发层系，进行各种分层工艺措施时必须考虑的一个重要因素。

馆上段5³、5⁴层之间的隔层厚度分布为3.4~10.0 m，最大值14.2 m，最小值1.1 m，均值为6.6 m。馆上段5⁴、5⁵层之间的隔层厚度分布为6.8~16.2 m，最大值27.2 m，最小值0，均值为9.2 m。连通井点：17-252、22-262、23-61、23-67。由此可以得知，馆上段5³、5⁴、5⁵层之间的隔层比较发育。

1.4 油藏特征 1.4.1 油水分布

孤东二区馆上段5砂组油层分布主要受构造控制，油层主要集中在馆上段5³、馆上段5⁴、馆上段5⁵小层，没有统一的油水界面。

1.4.2 流体性质

根据孤东二区馆上段生产资料和密闭取芯资料，馆上段5砂组地面原油黏度一般为500~2 000 mPa·s，平均1 139 mPa·s，地下原油黏度平均为70 mPa·s。从平面上来看，构造高部位原油较稀，构造低部位原油较稠。地面原油密度平均为0.96 g/cm³，地下原油密度平均为0.89 g/cm³。

孤东二区Ng⁵地层水为NaHCO₃型。目前，注入水总矿化度9 675 mg/L，产出水总矿化度9 238 mg/L，从西南到东北，产出水矿化度略呈增高的趋势。注入水为CaCl₂型，Ca²⁺+Mg²⁺含量为311 mg/L，Fe²⁺含量为1.7 mg/L。

1.4.3 油藏压力和温度

孤东二区馆上段为正常温度和压力系统。目前地层压力12.4 MPa，原始地层压力13.4~14.6 MPa，原始饱和压力11.2 MPa，原始油气比26.3 m³/t，地层压力系数1.04。原始压力接近于静水柱压力，属正常压力系统。

地层温度68 ℃，地温梯度为3.4 ℃/(100 m)，为正常温度系统。

2 剩余油分布特征 2.1 地质建模与数值模拟 2.1.1 油藏三维地质建模

在精细地质研究的基础上，根据砂体的分布以及隔夹层的分布，确定合理的网格大小，根据实际的地质资料检查模型，并不断修改完善，建立合理的三维地质模型^[2-4]。

首先，利用油藏地质研究成果，准备的数据包括井口坐标数据、井斜数据、单井曲线数据、地质分层数据以及断层数据。其次，针对孤东二区馆上5³~5⁵油藏特点，主要依据储层划分的最小单元，建立相应单元的构造模型，主要包括断层模型建立、骨架网格生成(Pillar网格化)以及层面模型建立。最后，建模利用目前广泛应用的Petrel地质建模软件，首先建立沉积相模型，在相控条件下，应用确定性建模技术，建立渗透率、孔隙度以及净毛比模型。在储层精细描述及储层参数测井精细的基础上，建立精细三维地质模型。设置平面网格步长25 m×25 m，平均网格厚度均为0.5 m，其网格最小厚度为井点夹层识别的最小厚度，能够精确刻画夹层。最终模型网格规模为31×10⁴个。

2.1.2 数值模型建立

水驱数值模拟研究的范围是孤东二区Ng⁵层系。在水驱开发阶段，生产井和注水井都为合采井或合注井，纵向上包括馆上5³~5⁵ 砂层组。模型地质储量430×10⁴ t。模型区共有开发油井数84口，水井37口。 确定合适的建模方法建立数模模型，尽量能够真实地反映油藏的实际情况。数模模型一般包括构造模型、储层模型、网格模型、流体模型、动态模型等5个部分^[5-6]。

本次数模模型的建立采用了地质建模与数模建模的一体化，数模模型的构造模型、储层模型、网格模型等参数与三维地质建模成果一致。

2.2 剩余油分布特征研究

目前单元已进入特高含水阶段，剩余油分布更加零散，挖潜难度加大，加强剩余油分布特征的研究对于油藏高效开发有着非常重要的意义^[7-9]。

2.2.1 平面剩余油分布

根据数模结果，试验区平均剩余油饱和度为40.5%，整体上剩余油饱和度主要分布于30.0%~50.0%。5³层含油饱和度40.7%，在30.0%~50.0%的占62.5%，5⁴含油饱和度41.7%，在30.0%~50.0%的占78.6%，5⁵含油饱和度37.1%，在30.0%~50.0%的占45.4%。

根据16口新完钻井的资料统计结果，断层附近剩余油富集，水井间和分流线地区剩余油相对较高(图 1)。单元平均含油饱和度32.5%，平面上，断层附近43.3%，分流线36.5%，水井之间35.7%，断层附近剩余油饱和度相对较高，分流线及井间剩余油高于主流线及砂体边部。

2.2.2 层间剩余油分布

5⁴层储量规模大，剩余地质储量多，剩余油饱和度高，地质储量169.1×10⁴ t，占馆5地质储量的39.2%，剩余地质储量109.6×10⁴ t，占馆5剩余地质储的40.8%，层间剩余油分布存在差异，5³层剩余油饱和度31.1%，5⁴层剩余油饱和度35.6%，5⁵层剩余油饱和度为31.0%，5⁴层最高，5³和5⁵层相差不大。

2.2.3 层内剩余油分布

韵律层上部动用差，水淹程度低，剩余油饱和度较高，从统计资料来看，上部剩余油饱和度34.2%，下部剩余油饱和度29.4%。

根据数模计算结果，纵向上含油饱和度存在差异，5⁵层顶部剩余油相对富集，平均剩余油饱和度为41.4%，顶部动用差，而底部水淹严重，剩余油饱和度为27.8%。

3 变流线井网调整技术 3.1 现井网完善状况分析

二区馆5初期弹性能量开发阶段采用250 m的行列井网，1987年开始注水开发，这段时间每个小层油井散乱分布，整体采用行列井网。1992年12 月井网调整后，每层基本都趋向于250 m×125 m的正对行列井网。在控水稳油综合挖潜阶段，虽然经过几次大的调整，井网形式没有大的变动。孤东二区馆4主要以点状注水开发，馆5采用250 m×125 m的南北行列井网，馆6天然能量充足，一直采用点状注水开发。

目前，孤东二区Ng⁵试验区除套坏井外，总油井28口，总水井22口，开油井26口，开水井21口。整体上呈现250 m×125 m的正对行列井网，厚度注采对应率93.4%，两向及以上注采对应率70.4%。注采单元目前采用250 m×125 m的南北向正对行列式注水开发，单元自1992 年实施井网调整后，井网多年未变，流线相对固定，进一步提高采收率潜力小。因此，需对井网层系进行调整，改善单元的开发效果，进一步提高采收率^[10-12]。

3.2 井网调整原则

针对聚驱后油藏剩余油的分布特点，调整原则如下：

(1) 保持注采井网完善。平面上剩余油呈“普遍分布，局部富集”的特点，排间分流线及油井之间剩余油较富集，调整后井网需改变固有的流线，挖潜富集区剩余油潜力。

(2) 层系细分。根据层间剩余油分布特点，层间驱替不均衡，主力层地质储量大，剩余油也主要分布在主力层，需进行层系细分的可行性研究，依据小层部署井网。试验区各小层地质储量在100×10⁴ t以上，厚度在5.0 m左右，层间渗透率差距不大，具备了层系细分的物质基础。

孤东二区Ng⁵试验区各小层沉积特征不同，5³层属曲流河沉积，5⁴、5⁵属辫状河沉积，5³和5⁴间隔层发育，大部分区域隔层厚度在4.0 m左右，为此将试验区分为两套层系开发，5³为一套，充分利用老井；5^4-5为一套，转变流线，强化波及。

3.3 方案设计部署

根据井网调整原则^[13-17]，针对目前的开发现状，初步设计部署了3套井网调整方案(表 1)。

根据数模优化结果，考虑工艺施工难度，新老井工作量，提高采收率幅度等多方面因素(表 2)，结合原井网的情况(图 2)，推荐方案一作为最佳调整方案，即细分成5³、5^4-5两套层系，5³层水转抽、油转注变成菱形五点法井网，5^4-5层分流线钻新井形成250 m×250 m 的正对行列井网(图 2)。

方案设计新井16口(油井12口，水井4口)，于2013年12月实施集中钻井，统一投产，新井投产后，对新老井重新进行了地层对比，发现油层分布基本未变，对物性发生变化的砂体边部进行了修改和完善，同时井网部署方案也进行了相应的调整，并编制了投产投注方案。最终井网方案共设计油水井61口(油井35口，水井26口)，新井16口(油井12口，水井4口)，老井措施37口(油井补孔改层8口，扶井1口，水井转抽3 口，转注14口，补孔改层10口，解堵1口)。

3.4 应用及效果

单元实施变流线井网调整后，取得了一定的效果，目前新井已累增油9 817 t，试验区单元单井产液量保持稳定(图 3)，单元的递减得到了有效的控制(由19%降低到15%)，单元单井日产油基本能保持稳产(图 4)。在调整后，试验区动液面维持在650 m左右，压力水平保持较好，地层能量得到了一定的恢复(图 5)。

4 结 语

(1) 经过多年的注水注聚开发，剩余油分布更加零散，呈现“普遍分布、局部富集”的特点，但仍有较大潜力，在分流线以及断层附近剩余油较富集。

(2) 二区Ng⁵单元变流线井网调整技术是基于剩余油分布特征基础上的成功运用，通过流线的改变，可充分挖潜剩余油富集区潜力，成为聚驱后油藏高效开发的有效接替技术，对同类油藏进一步提高采收率有着指导和借鉴意义。