低滲透油藏井網加密潛力分析

王 林，仲廣軍

（中國石油化工股份有限公司江蘇油田分公司試采一廠，江蘇江都 225265）

1 低滲油藏確定合理井網密度

1.1 合理的井網密度是提高低滲油藏采收率的核心因素

俞啟泰經驗公式：

根據俞啟泰經驗公式，最為敏感的因素是滲透率變異系數，其次依次為：油水粘度比、空氣滲透率、有效厚度、井網密度、油層溫度。

從油田實際狀況來看，低滲油藏采收率與井網密度同樣存在明顯的相關性，總的看來，無論是從國內外前人的研究成果，還是從中石化及油田礦場實際狀況，對于低滲油藏來說，合理的井網密度是提高其采收率的核心因素。

圖1 水驅控制程度與井網密度關系

1.2 低滲油藏井網密度與水驅控制程度及采收率的關系

北京勘探開發研究院根據我國實際資料，回歸分析出不同類型油藏井網密度與水驅控制程度的關系。

可以看出，在相同井網密度10口/平方千米的情況下，對于條件好的I類油藏水驅控制程度可以達到88%，而對于V類油藏水驅控制程度只有36%。

表1 不同類別油藏水驅控制程度與井網密度關系表

根據礦場經驗，要取得好的開發效果，一般水驅控制程度要達到80%以上，要達到這一要求，對于I類油藏來說井網密度僅要求5口/平方千米、450 m井距，而對于V類油藏來說井網密度要求達到50口/平方千米、140 m井距。當井網密度為10口/平方千米時，I類油藏采收率可達到49%，而V類油藏采收率僅為14%；要達到30%的采收率，I類油藏只需要2.8口/平方千米的井網密度，而V類油藏需要35口/平方千米的井網密度。可見，要取得好的水驅控制程度及水驅采收率，相對中高滲油藏來說，低滲油藏需要更大的井網密度、更小的注采井距。

1.3 本廠低滲油藏的合理井網密度

根據流度劃分，本廠低滲油藏基本屬于IV類油藏，個別屬于V類油藏（如徐家莊E2d1）。對于IV類油藏，要想水驅控制程度達到70%，則井網密度應達到17.2口/平方千米左右、井距240 m；要想水驅控制程度達到80%，則井網密度應達到23.8口/平方千米左右、井距205 m。而從本廠低滲油藏目前實際情況來看，平均井網密度僅為6.79口/平方千米，除陳堡E1f1及沙埝E1f2+1井網密度達到11~12口/平方千米、采收率超過20%外，其余單元采收率均低于18%。

對比本油田礦場實際數據與理論計算數據，數據是基本吻合的，井網密度達到10口/平方千米左右時水驅控制程度基本在50%左右，說明該方法在本油田低滲砂巖油藏具有良好的適用性。

表2 部分低滲油藏現井網下最終波及系數測算表

考慮到本油田斷塊小、難以采取面積井網的實際情況，初步設想本油田低滲油藏水驅控制程度的合理工作目標是70%（井網密度17口/平方千米、采收率30%左右），則陳堡E1f1及沙埝E1f2+1目前井網密度距技術合理井網密度差距是5口/平方千米左右，其余低滲油藏的差距是10口/平方千米左右。

總的看來，對于低滲油藏而言，井網密度對提高其水驅控制程度及采收率具有特別重要的意義，結合本油田低滲油藏實際狀況，從技術角度考慮，目前的井網總體偏稀需要實施加密。

2 國內外低滲油藏加密井網的成功實例

2.1 華北留路油田留17塊

留17塊儲層平均滲透率43×10-3μm2，原采用300 m井距開發，雖實施了壓裂酸化等多種措施，但效果一直不理想，年采油速度維持在0.5%~0.6%左右，油田生產管理十分困難。1989年開展了以井網加密為核心的綜合調整，將井距由原來的300 m調整為150~200 m，取得了突出的調整效果。調整后，單元水驅控制程度從49.6%上升到81.3%，單井日產液量、日產油量是調整前的2倍，單井日注水量是調整前的3倍，單元日產油量是調整前的3.6倍。調整后不僅采油井單井日產油水平有明顯上升，而且注水井單井日注水平也有了大幅度的上升。

可見，由于加密井網后，注采井距明顯減小，使得注采井間壓力傳導的損耗大幅度下降，一方面采油井更好地見到了注水效果，另一方面有效緩解了注水井井筒附近憋壓的狀況，使得注水井日注能力大幅度上升，這一點對于本油田部分反復增注都未見到明顯效果的單元具有重要的借鑒意義。

2.2 加拿大帕賓那油田卡迪姆砂巖油藏

該油藏屬于低滲透砂巖油藏，儲層平均滲透率24×10-3μm2，原采用反九點法及五點法注水開發，測算水驅采收率20.6%。1985-1989年間實施加密井33口，加密后井距在170 m左右，通過壓力監控，證實加密井與周邊原生產井沒有壓力干擾現象，說明由于該油藏滲透率低，單井控制泄油面積很小，而加密井控制的泄油面積實際上是原生產井所無法控制的。據測算，該油藏33口加密井平均單井增加經濟可采儲量10 930 m3，合計增加經濟可采儲量360 000 m3。調整前油藏日產油295 m3，年收益190萬美元；調整后日產油500 m3，調整井投資已在1989年6月前收回，收回投資后每年凈收益555萬美元。

2.3 江蘇沙埝油田沙7塊

沙7斷塊儲層平均滲透率40×10-3μm2，初期部署油水井15口，井網密度6.52口/平方千米，注采井距350~500 m，注采井數比0.25。投產3年后采油井仍未見到注水效果，油井產液能力逐步下降，日產油水平由初期的104.8 t下降至1999年6月的50.8 t。為改善該塊注水開發效果，1999年起對該塊實施綜合調整，有效扭轉了其開發態勢，通過調整，一方面使得該塊由遞減態勢轉變為穩產態勢，另一方面大幅度提高了該油藏的采收率。

3 現井網下低滲油藏剩余油潛力分析

3.1 注采井距過大、難以建立有效驅替壓差，油藏處于彈性開發狀態

從本廠低滲油藏開發現狀來看，真武E2d1、曹莊E2d1、富民 E2d1、徐家莊 E2d1主體、聯西主體、沙 19 E1f2+1下層系目前基本沒有見到注水效果，處于一次采油狀態，這些單元合計動用儲量995×104t，如果通過落實儲層及構造、完善井網、縮短井距后將采收率提高7%，則可增加可采儲量69.7×104t。

3.2 開發井段過長、層間矛盾突出，非主力層儲量動用狀況差

根據研究，低滲單元注水井吸水強度變異系數與射開厚度有明顯的正相關關系，也就是說射開厚度越大、吸水越不均勻。

從本廠低滲單元開發現狀來看，扣除注水未見效的995×104t動用儲量，其余注水見效的1 538×104t動用儲量（主要分布在發2E1f2+1、沙埝E1f2+1及陳堡E1f1）的平均層間矛盾的程度與陳2E1f1類似，也就是說這1538×104t動用儲量中約有40.8%的動用儲量實際處于基本不出力或出力很少的狀態。如果通過調整，使這部分非主力儲量的采收率提高15%，則可新增可采儲量 94.1×104t。

3.3 平面上儲量動用存在一定程度的不均勻

從目前本廠低滲油藏礦場實踐來看，目前平面矛盾相對突出的包括沙20東、沙26、沙7三個單元，合計動用儲量562×104t，按平面矛盾導致20%的水驅控制程度損失計算，有112.4×104t儲量未能控制，若通過治理將這部分儲量控制，新控制儲量按20%的采收率計算，則可新增可采儲量22.5×104t。

根據上述剩余油潛力分析，提出本廠低滲油藏的治理目標：通過以加密為主，結合細分、壓裂等手段的治理，將全廠低滲油藏的采收率由目前的22.7%提高到28%左右，其中沙埝E1f2+1及陳堡E1f1采收率提高到30%以上，其余提高至26%左右。

4 低滲油藏井網加密的經濟效益分析

以發2塊為例：發2塊埋深2 250 m，探明含油面積1.0 km2，動用儲量 112×104t，現井網密度 6.67 公頃/井，井網指數0.104。通過實施加密井，縮短注采井距，挖掘低部位剩余油，加密后注采井距縮短至150 m，相信油井見效狀況及注水井吸水狀況可得到明顯改善。測算采收率可提高至26.9%，平均每口調整井新增可采儲量 1.1×104t，投入產出比 1:2.5。

通過上例的分析可以看出，對于埋深2 300 m左右的低滲油藏實施合理加密一般可以取得1:2.5~1:3的投入產出比，即使對于埋深達到3 300 m的低滲油藏實施合理加密也可以取得1:1.6左右的投入產出比，總的看來，低滲油藏實施合理加密井網不僅在技術上是可行的，而且在經濟上也是有利可圖的。

5 結論及建議

（1）低滲油藏技術上合理的井網密度要遠高于中高滲油藏，根據本油田低滲油藏實際狀況，提出本油田低滲油藏合理井網密度在17口/平方公里左右（水驅控制程度70%，采收率30%），而目前本油田低滲油藏實際井網密度距技術合理井網密度仍有相當差距（沙埝E1f2+1及陳堡E1f1差距在5口/平方公里左右，其余差距在10口/平方公里左右），并因此產生了諸多難以克服的矛盾。

（2）國內外低滲油藏加密的成功實例表明，低滲油藏合理加密，一方面可以控制原井網無法控制的可采儲量，另一方面可以有效減少壓力傳導損耗、減輕注水井井底憋壓的狀況。

（3）對于本廠真武 E1d1、富民 E2d1、曹莊 E2d1等埋藏較深的油藏，應加強構造及儲層的研究，盡快實施調整工作量。

[1]李道品.低滲透砂巖油田開發[M].北京：石油工業出版社,1997.

[2]曹任義，程林松，等.低滲透油藏井網優化調整研究[J].西南石油學報，2007，29（4）：67-69.

[3]周錫生，李艷華，等.低滲透油藏井網合理加密方式研究[J].大慶石油地質與開發，2000，19（5）：20-23.