1. 引言
大庆油田先后历经基础井网、一次加密井网、二次加密井网、三次加密井网、三次采油井网开发阶段，两三结合是指三次加密井网与三次采油井网结合，由王德民院士 [1] 在2004年首次提出。2000年在大庆油田第一采油厂中区西部密井网试验区开展了三次加密与三次采油结合试验，研究三次加密调整对象在特高含水期再开展聚驱进一步提高采收率的可行性，2010~2015年针对萨中开发区开展了分期分质二期化学驱数值模拟研究 [2] - [7] ，目前开发趋近于结束。
为保证杏北开发区的产量接替，自2015年以来不断开展三类油层化学驱现场实验，其中杏六区西部是首个两三结合后聚驱井网水驱利用的实验区块，因该类实验尚属首次，急需明确变流线后的剩余油潜力分布、聚驱井网调整利用方法、相关水驱井的注采结构调整对策。该项目以现场实验的模式，通过优化井网驱替组合方式，分析变流线后的剩余油潜力，开展注水结构调整、注采参数调控，摸索两三结合后的聚驱井网水驱利用方法，该成果将指导后续杏六~七区三类油层化学驱的聚驱井网调整。
2. 杏六区西部基本情况
杏六区西部位于杏北开发区内，杏北开发区位于杏树岗构造北部，北起杏一区一排，南至杏八区丁一排，东、西部以萨II外含油边界线为界，已开发含油层系为萨、葡、高油层，纵向发育96个沉积单元，含油面积197.9 km2，表外储层及表内薄层地质储量1.1641 × 108 t。杏六区西部地质储量汇总见表1。
区块1968年投入开发，基础井网为萨、葡、高油层合采井，主要开采对象是渗透率高、厚度大的葡I1~3油层和其它渗透率较高、厚度较大的非主力油层，采用切割距为2.0 km行列注水方式。1987年区块开始进行一次加密调整，主要开采对象是非主力油层中有效厚度<2 m、渗透率<150 × 10−3 μm2的层中未见水层和未动用层，为萨葡差油层一套层系合采。采用井间加注水井，排间加采油井，井距400 m，新加密油水井相互错开200 m的布井方法，构成斜五点法井网。1997年区块开始二次加密调整，主要开采对象是非主力油层未动用或动用较差的薄有效层(有效厚度0.2~0.4 m)和表外储层，以及小部分未动用的有效厚度0.5~1.0 m的表内层，采用排间加排，间注间采，正对老采油井的为新采油井，正对老注水井的为新注水井，第一排间距离调整井排150 m布新采油井排，新井与老井错开100 m，构成200 × 200 m线状注水方式。2012年9月展开三次加密调整，采用200 m井距井网，三次加密井64口，仅萨III及以下油层组投产。同年10月展开聚驱井网三次采油，采用141 m井距井网，开发对象为葡I3沉积单元。
Table 1. Summary of geological reserves of Xingliuxi
表1. 杏六区西部地质储量汇总
3. 两三结合后聚驱井网搭建与再利用设想
目前杏六~七区已全面完成三次加密部署，各套井网开发对象明确，两三结合后将面临井网结构复杂化、局部注采突进的问题，需要制定新形势下的层系调整方法、注水结构政策，并对两三结合后聚驱井网再利用的可行性及开发效果进行评价。根据化学驱逐级上返的思路，首先针对葡I2~3层段部署聚驱井网，聚驱结束后将井网上返至萨尔图某一层段，水驱–聚驱开发结束后，重复上述过程直至结束，见表2。具体实施步骤如下，一是需要明确聚驱井网开发界限，借鉴化学驱逐级上返的思路，见表2，将调整层系暂定为萨III7~葡I212，需要跟踪后续调整效果，评价该层系水驱独立开发的可行性；二是需要明确聚驱井网射孔方式，从图1中可以看出，由于层段横跨萨尔图油层和葡萄花油层，层段内层间差异性较大 [8] [9] ，表现出上好下中、上中下好、上差下差等特点，分别提出了分步射孔、分区分步、全射三种区块开采对策，见表3，其射孔方式仍需要进一步研究。
4. 聚驱井网搭建与再利用开发方案研究
4.1. 可行性分析
由于陆相沉积油藏的储集层严重非均质性，聚合物驱后仍有相当部分剩余可动油未动用或动用差，再采用水驱及单一的化学驱技术进一步大幅度提高采收率的难度越来越大。井网重组是开发后期常用的油藏调整方式，通过层系细分重组、矢量井网等，可有效改变液流方向 [10] ，从图2中可以看出，该区块三次加密井网和聚驱井网形状一致，井位和井别略有不同，通过井网重组，原三次加密井网封堵层段、聚驱井网射开相应层段后，其流线方向发生改变，可实现转流线90度，扩大波及体积，预计提高采收率2~3个百分点 [11] 。
Table 2. Chemistry expulsion level returns ideas
表2. 化学驱逐级上返思路
Figure 1. Raster diagram of well connectivity in the center of each block
图1. 各区块中心井连通栅状图
Table 3. Development thickness grading of each formation group after zoning
表3. 分区后各油层组发育厚度分级
Figure 2. Interchange of two or three combined well networks and changes in flow lines. (a) Two or three combined well network swaps; (b) Achievement of 90-degree turnover line
图2. 两三结合井网互换及流线变化情况。(a) 两三结合井网互换；(b) 实现转流线90度
经过数据统计，从表4中可以看出，萨III7~葡I212层段处于非主流线的聚驱井位所占比例较高，为79.85%，表明，两三结合调整方案井网互换效率高，有利于剩余油挖潜。从理论上看，两三结合后聚驱井网搭建再利用方法具有一定的可行性，但仍需要应用数值模拟方法进一步确定层系重组方案和分步射孔方案。
Table 4. Two-three adjusted diversion lines
表4. 两三结合调整后转流线情况
4.2. 层系重组方案
根据两三结合后聚驱井网搭建与再利用设想，借鉴化学驱逐级上返的思路，改用三次加密井网开发葡I3油层，原开发葡I3油层的聚驱井网上返至萨III组某一层段，基础井网、一次加密井网、二次加密井网开发其他水驱层段，共设计7套层系重组方案设计，见表5，应用数值模拟方法，开展各层系重组方案指标预测，预测结果如图3所示。
Table 5. Layer system reorganization scheme design
表5. 层系重组方案设计
Figure 3. Forecasts of development indicators for the layer system reorganization programme. (a) Initial oil yield; (b) Initial water content; (c) Current extent of extraction; (d) Recovery ratio
图3. 层系重组方案开发指标预测。(a) 初期产油量；(b) 初期含水率；(c) 目前采出程度；(d) 采收率
方案1为现井网水驱预测方案，基础井网、一次加密井网、二次加密井网、三次加密井网共同开发水驱层段，目前采出程度为47.52%，预测至水驱结束，阶段采出程度为2.49%，预测采收率为50.01%。
方案2~6为聚驱井网上返层系重组方案，封堵原三次加密井网射孔层段，聚驱井网上返层段内沉积单元个数依次降低，其他井网开发层段沉积单元个数依次增大。对于上返层段，随着沉积单元个数的减少，降低了层间非均质性，初期含水率降幅明显，从94.76%降低至90.62%，初期平均单井产油量略有降低，从1.41 t/d降低至0.89 t/d，阶段采出程度增幅明显，从2.67个百分点增加到4.34个百分点；对于其他层段，随着沉积单元个数的增多，增大了层间非均质性，初期含水率持续上升，从95.59%增加到96.61%，阶段采出程度略有降低，从1.62个百分点降低至1.47个百分点。整体上看，方案2~6采收率持续降低，方案2~5采收率缓慢降低，从49.48%降低至49.39%，方案5~6采收率降幅明显，降低至49.25%。
方案7~8为聚驱井网下返层系重组方案，封堵原三次加密井网射孔层段，聚驱井网上返层段内沉积单元个数依次增大，其他井网开发层段沉积单元个数依次降低。对于下返层段，随着沉积单元个数的增多，增大了层间非均质性，初期含水率不降反增，从90.62%增加至93.43%，初期平均单井产油量变化不大，阶段采出程度较低，从1.86个百分点降低到1.81个百分点；对于其他层段，随着沉积单元个数的减少，降低了层间非均质性，初期含水率缓慢下降，从96.61%增加到95.66%，阶段采出程度变化不明显。整体上看，方案7~8采收率较低，仅为49.15%左右。
综合考虑所有层段采收率水平和聚驱井网初期产油量，确定层系重组调整方案为方案5，采收率较高，为49.39%，与方案1现井网预测采收率50.01%相比降低了0.62个百分点，确定聚驱井网开发层系为萨III7~葡I212。
4.3. 分步射孔方案
为了降低聚驱井网上返开发层系内部高渗透层对低渗透层的干扰，采取分步射孔 [12] 。分步射孔原则及界限为：① 首次射孔对象主要以低水淹和未水淹层为主，适当射开中水淹层，避免射开含水率大于80%的高水淹层。为保证新井产能，对个别射孔厚度小的井可适当提高中水淹层射孔比例，但低水淹和未水淹层射孔厚度比例不低于总射孔厚度的60%。② 当含水率大于95%时，实施二期射孔，即对低产井和高含水井集中分布的区块进行整体补孔，并采取补、堵结合的方式以保证补孔效果。采油井补孔的同时对注水井进行对应补孔，完善注采关系 [13] 。补孔对象以剩余油相对富集的中水淹层为主，为完善注采关系，适当射开部分高水淹层 [14] 。
根据上述原则，针对聚驱井网开发层系萨III7~葡I212的地质特点，结合分步射孔、分区分步、全射3种区块开采对策，共提出了3套分步射孔方案。
方案5为常规射孔方案，采用常规射孔方式，同时射开萨III7~葡I212油层，作为对比方案。
方案9为分步射孔方案，区分储层类型和油层有效厚度，首先射开表外储层和有效厚度大于0.4 m的油层，开发至含水率96%时，补射有效厚度低于0.4 m的油层。
方案10为分步射孔方案，区分萨尔图油层和葡萄花油层，首先射开萨III7-11油层和砂岩厚度小于2.5 m的萨III7~葡I212油层，开发至含水率96%时，补射葡I1-2油层。
方案11为分步射孔方案，区分萨尔图油层和葡萄花油层，首先射开萨III7-11油层和砂岩厚度小于2.5 m的萨III7~葡I212油层，开发至含水率96%时，将聚驱井网抽稀，补射葡I1-2油层。
应用数值模拟方法，开展各分步射孔方案指标预测，预测结果如图4所示。
Figure 4. Forecast of development indicators for the step-by-step perforation program. (a) Water content; (b) Extraction level
图4. 分步射孔方案开发指标预测。(a) 含水率；(b) 采出程度
对于上返层段，方案5预测采收率为49.57%，阶段采出程度为3.95%，方案9初期含水率较低，开发至含水率96%时补射有效厚度低于0.4 m的油层，含水率变化不明显，含水上升速率加快，阶段采出程度为4.12%，预测采收率为49.74%，方案10初期含水率较高，开发至含水率96%时补射葡I1-2油层，含水率大幅下降至89.15%，而后快速上升，阶段采出程度为4.53%，预测采收率为50.15%，方案11初期开发指标与方案10一致，开发至含水率96%时将聚驱井网抽稀，补射葡I1-2油层，含水率明显下降至90.21%，而后缓慢上升，阶段采出程度为4.83%，预测采收率为50.45%，与方案10相比，采收率提高了0.3个百分点，这是由于井网抽稀后增大了油水井距，减缓了含水率上升速度，达到延长开发时间和提高采收率的目的。最终确定方案11为两三结合后聚驱井网搭建再利用方案，与现井网相比采收率提高了1.83个百分点，该成果将指导后续大庆油田杏北开发区三类油层化学驱的聚驱井网调整。
5. 结论
(1) 借鉴化学驱逐级上返思路，提出了两三结合后聚驱井网搭建与再利用方法，通过井网重组，将三次加密井网与聚驱井网互换，可实现转流线90度，井网互换效率高，有利于剩余油挖潜。
(2) 明确了两三结合后聚驱井网层系重组调整界限，综合考虑采收率和聚驱井网初期产油量，聚驱井网开发层系为萨III7~葡I212。预测采收率为49.39%，与现井网预测采收率50.01%相比降低了0.62个百分点。
(3) 明确了两三结合后聚驱井网分步射孔方式，首先射开萨III7-11油层和砂岩厚度小于2.5 m的萨III7~葡I212油层，开发至含水率96%时，将聚驱井网抽稀补射葡I1-2油层，预测采收率为50.45%，与常规射孔方案采收率49.57%相比提高了0.88个百分点。