史深100沙三中調整對策研究

摘要：史深100斷塊自1994年投入開發，1995年在進行注水先導實驗的基礎上，按400×283m的反九點面積井網整體進行注水開發，主體區塊連續9年產能規模保持在12×104t。但現階段主體老區未能按原方案設計要求全面轉五點井網，由于油水井井況惡化，井網完善程度差，導致史深100主體老區注采井網適應性變差，嚴重影響了油藏潛力的發揮。

關鍵詞：低滲透油藏；油水井；層系調整

中圖分類號：P618 文獻標識碼：A 文章編號：1009-2374（2014）03-0097-02

史南油田史深100塊沙三中段低滲透油藏自1994年投入開發，1995年按400×283m的反九點面積井網整體轉注，歷經14年的滾動勘探開發，取得了較好的開發效果。但隨著挖潛調整的深入，史深100主體老區油水井受長期的反復改造、高壓注水等因素影響，導致井況惡化、井網適應性變差，地層能量持續下降等一系列注采開發矛盾，嚴重影響了油藏潛力的發揮。為進一步提高油田開發水平，有必要對該油藏開發方案調整對策進行研究，制定有針對性、適應性的開發調整對策，用于指導今后史深100斷塊的開發。

1 層系調整可行性研究

1.1 局部區域中1、中2砂組均具有一定的物質基礎

根據中1砂組、中2+3砂組在儲層中部F2斷層兩側中1砂組、中2+3砂組油層厚度均在10m以上，計算區域面積2.48km2，細分層系后，各層系主力層突出，具有一定的油層厚度和剩余可采儲量。中1段平均油層厚度10.1m，主力層主要為中14、地質儲量175.0×104t，目前剩余儲量豐度63.6×104t/km2，剩余可采儲量23.9×104t；中2+3段平均油層厚度14.9m，主力層主要為中21、地質儲量267.1×104t，目前剩余儲量豐度88.7×104t/km2，剩余可采儲量29.1×104t。

1.2 儲層物性較好，隔夾層穩定分布

細分層系區域主要為主力層中14、中21儲層發育核部，沉積微相屬于水道微相帶上，區域內儲層物性相對較好，平均空隙度19.4%，滲透率13.6×10-3μm2。另外，根據儲層特征研究成果，史深100斷塊砂層組之間隔層分布穩定，中1段和中2段之間平均隔層厚度為36.5m。

1.3 各層系均具有一定的產能

根據投產或改層單采中14小層或中21小層的油井生產情況分析各層系均具有一定的產能，統計投產或改層單采中14小層的油井有10口，平均單井初產11.4t/d，平均采油指數0.11t/d.MPa.m；投產或改層單采中21小層的油井有63口，平均單井初產14.2t/d，平均采油指數0.14t/d.MPa.m。

2 合理井網研究

2.1 井網方式確定

根據前面地應力與裂縫特征和注水見效實際情況分析，該塊主地應力方向為北東70°，應力集中、人工裂縫發育，考慮注水主流線方向與主應力方向匹配和基礎井網限制，通過轉注反九點井網角井轉換為五點面積井網，可以有效提高注采井網適應性，具體以下優勢：通過對目前方九點井網的角井轉注，可以實現注水井排方向接近地應力方向即人工裂縫方向，注水水沿裂縫形成水線向油井井排推進，避免油井暴性水淹；轉注后，注采井距由400m縮小到280m，有效克服反九點角井注采井距大，油井難受效的問題；反九點注采井數比1：3，五點井網注采井數比1∶1，注采井數比的提高，可以實現強化注水，有利于補充地層能量。

綜上所述，根據目前區塊內井網狀況，下一步井網調整的重點是史深100主塊中西部目前仍為400×250m的反九點面積井網區域，通過角井轉注，提高注采井網適應性。

2.2 合理井距確定

2.2.1 技術極限井距的確定。對于低滲透油藏，在一定的注采壓差下，油井能夠控制的的最大徑向距離稱為極限生產半徑，水井能夠控制的最大徑向距離稱為極限注水半徑。極限生產半徑與極限注水半徑的和稱為極限井距。低滲透油田滲流理論研究表明：極限供油半徑（或極限注水半徑）受有效驅替壓力梯度的制約，而有效驅替壓力梯度的大小與儲層滲透率、滲流流體的地下粘度有關。根據低滲透油藏的滲流機理，確定了極限供油半徑與有效驅替壓差、儲層滲透率、地下原油粘度的關系式：

在室內實驗研究的基礎上，結合現場動態資料，進一步研究了低滲透油藏的極限供油半徑。并繪制出了不同粘度時，極限控制半徑與滲透率的關系圖如圖1所示。

史深100斷塊平均滲透率約10×10-3μm2，平均地層原油粘度1.8mPa.s，計算其極限控制半徑為80m。即：有效注采井距為160m。當注采井距大于160m時，由于注、采設備受目前工藝技術水平的限制，地層壓力不可能進一步提高時，儲層中將會存在不流動區，注采井距越大，不流動區越大，從而降低油田開發效果。

2.2.2 經濟極限井距的確定。確定經濟極限井網密度的內容、方法很多，目前多采用前蘇聯院士謝爾卡喬夫推導出的交匯法確定井網密度?？紤]新區和主體老區儲量基礎差異，分別根據相關公式計算了其經濟極限井距。利用史深100斷塊的基本參數，繪制出了該塊的經濟極限井網密度圖（圖2-2-2和圖2-2-3）。在油價35$/bbl的情況下，測算經濟極限井網密度為12-14口/km2，對應的經濟極限注采井距為190-205m。其中新區儲量基礎差，經濟極限井網密度為12口/km2，經濟極限注采井距205m；主體老區經濟極限井網密度為14口/km2，經濟極限注采井距190m。

3 調整對策

綜上所述，根據技術極限井距，為了使油、水井間建立起有效的注采壓差，本塊注采井距應為160m。根據目前各區實際注采井網和井距，具體調整加密對策。

史100中西部是本次加密調整的重點，原井網為400×283m，在角井轉注后注采井距為283m的五點井網，具有進一步加密的潛力，可以通過在井距較大的油井排和水井排間加密，縮小注采井距，通過加密和壓裂措施后，基本可以滿足本塊地質特點及經濟效益的

要求。

史100斷塊北部新區正初步形成注采井網，油井進一步轉注后，注采井距200-250m左右，目前油水井井況好，基本滿足經濟合理井網井距。

主體東部在現有井網基礎上更新完善油水井后，可以形成注采井距200-250m的五點面積井網或不規則注采井網。因此，該區的工作重點是更新報廢油水井和扶停、大修井況惡化油水井。

史100西和史103加密區注采井距為200米的排狀注采井網，滿足經濟合理井距要求，下一步工作重點是完成史103加密方案尚未實施的油水井。

參考文獻

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作者簡介：張泉一（1973—），男，山東齊河人，中國石油大學（華東）在讀研究生，勝利石油管理局石油開發中心勝豐有限公司生產管理室主任，高級工程師，研究方向：油氣田開發。