A油田B區塊小井距加密效果分析

袁靜

摘 要 B區塊屬A油田三類區塊，油層埋藏較深，儲層致密物性較差，采用300×300 m反九點法和450×160 m矩形井網布井，很難建立有效的驅動體系，油層蹩壓嚴重。由于原井網不適應，導致該區開發效果較差，加密前區塊平均單井日產油1.2 t。B區塊加密成功對A油田三類區塊二次加密調整有指導作用。

關鍵詞 井網；加密；小井距

中圖分類號：TE324 文獻標識碼：A 文章編號：1671-7597（2014）04-0163-01

1 地質概況及開發簡介

1.1 地質概況

B區塊位于A油田背斜構造較緩東翼的東北邊部，區塊地勢南高北低，平均油層中深-1215 m。區塊含油面積2.7 km2，地質儲量112×104 t。其中矩形井網的含油面積為1.9 km2，地質儲量69×104 t。砂體發育零散，FⅠ51、FⅠ61層為I類儲層，FⅠ52、FⅠ71、FⅠ62和FⅡ22層為II類儲層，其余為III類儲層，單井有效厚度7.8 m。B區塊地質參數取D斷塊的參數來布井及開發預測的，孔隙度16%、滲透率為10×10-3 μm2，含油飽和度52%、原油密度0.865 t/m3，地面原油粘度22.4 mPa.s，而根據五項參數讀值顯示，B區塊的含油飽和度為49.7%，孔隙度為15.5%，滲透率3-5 ×10-3 μm2。B區塊矩形井網投產后第一個月平均單井日產油3.9 t，投產后7個月平均單井日產油2.1 t，與C區塊投產初期相比投產后7個月平均單井日產油相差2.6 t。

1.2 開發簡介

1998年開始B區塊投產，采用300×300 m反九點法井網布井30口，井排方向為NE62.5°，初期單井日產油3.8 t，加密前油水井數比2.2：1，平均單井日產液1.3 t，日產油1.3 t，含水3.0%，采油速度0.79%，采出程度9.3%，累計注采比1.6。開發效果差的主要原因是300×300 m井網不適應區塊砂體發育特征和儲層物性特征，一是水驅控制程度低，只有70.2%，單向連通井占31.6%，雙向連通井占63.2%，三向以上連通井只占5.2%，不能建立有效的驅動體系；二是井距過大，蹩壓嚴重，驅油效率低。

2 合理井網的確定

合理的井網密度既要有經濟效益，又要適應砂體及水驅控制程度的要求。針對B區塊開發存在的主要問題及區塊儲層特征，在300 m×300 m井網采用井間加井、排間加排而在450 m×160 m井網，采用東西向井間均勻布2口井的方式，更適應該區油層的有效動用，而且井網比較均勻，基本上是150 m×150 m、150 m×160 m，不但有利于后期的綜合調整，而且單井控制可采儲量較高。

3 加密后開發現狀

加密井產油達到了方案預測指標，中高含水井所占比例較低，水淹狀況并不復雜。31口加密油井，平均單井有效厚度10.9 m，連通厚度8.4 m，初期平均單井日產液4.8 t，日產油3.7 t，含水22.3%，采油強度0.34 t/d.m；加密新井目前平均單井日產液2.7 t，日產油2.0 t，含水26.8%。當月遞減率25%（該區老井投產初期產油4.4 t，當月遞減率為30%），次月遞減率為18%。加密區新老井隨著注水恢復及新井投注，從4月份起遞減趨于平緩，4-7月份新井平均月遞減幅度為2.7%。隨著注水時間的延長，加密井月遞減幅度逐漸減小，目前月度對比產油穩定，到2011年底，加密新井井口日產油預計保持在58 t。

4 加密區效果分析

4.1 加密后增加了水驅方向，提高了水驅控制程度，水驅控制儲量增加

由于小井距井網布井，加密前后對比一類油層鉆遇率增加，二類油層鉆遇率降低。雙向以上連通層增加，雙向連通層由12.5%提高到27.6%，三向以上連通層由4.5%提高到10%，單向連通層由45.57%下降到36.9%。水驅控制儲量由129×104 t增加到150×104 t，水驅儲量控制程度由66.8%提高到加密后的77.7%，提高了10.9個百分點。其中二類儲層水驅儲量控制程度由56.9%提高到加密后的76.4%，提高了19.5個百分點。

4.2 加密后油水井憋壓狀況得到緩解

對比老注水井加密前后注水壓力下降2.1MPa，朝54-162不吸水井恢復吸水。加密后對比2口老注水井流壓、靜壓，分別由加密前的22.4 MPa和20.8 MPa下降到加密后的20.5 MPa和19.1 MPa；啟動壓力由8.9 MPa下降到7.8 MPa，下降1.1 MPa。統計2口相同井號油井靜壓由加密前的5.72 MPa上升到加密后的6.48 MPa。

4.3 油層在150 m×150m井網條件下更能有效動用，老井產量穩定，新井遞減逐步減緩

加密區油井與水井間距離只有150m，加密后的油井動態反映，投產后第二個月月遞減幅度為18%，5個月后遞減趨于平緩平均月遞減幅度為2.7%。隨著注水時間的延長，加密井月遞減幅度逐漸減小。加密區老井隨著注水恢復及新井投注，日產油由鉆關開井前40.7 t上升到目前43.8 t。

4.4 加密井中高含水井所占比例較低，水淹狀況并不復雜，有利于調整

經多次化驗落實，動靜結合綜合分析，確定高含水層均為各井區的主力油層。通過分析水淹加密井所處構造位置，結合周圍老井的含水、注采狀況、連通關系、水淹狀況等，可以發現以下幾個特點：水淹加密井多位于裂縫方向或水淹波及區內，周圍老井已經見水，由于裂縫的高滲透高傳導作用，使這部分加密井投產后高含水；而且周圍連通水井累注量高者居多，主力層水淹半徑多數超過200 m；水淹方向單一明確。

4.5 加密后提高了采油速度和最終采收率

加密后井區采油速度由0.45%提高到初期的1.51%，目前為1.01%，預測采收率由加密前的19%提高到加密后的29%。

5 結論與認識

1）加密后增加了水驅方向，提高了水驅控制程度，水驅控制儲量增加。

2）加密后油水井憋壓狀況得到緩解，油層動用程度提高。

3）A油田三類區塊主力油層在150 m×150 m井網條件下更能有效動用。

4）加密后井距縮小，水驅效率提高，既要保證新老井地層能量，又要防止含水上升。

5）北塊擴邊區不同于南塊，該區油層致密，啟動壓力高，油層破裂壓力17.8 MPa，注水系統壓力難以啟動，可以考慮增壓。

參考文獻

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