超低滲油田井網(wǎng)加密提高采收率對策

喬 良，陳 晨，王文剛，于向前，高 曦

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油田地質(zhì)及開發(fā)概況

1.1 油田地質(zhì)概況

G271長8油藏構(gòu)造位于陜北斜坡中段西部，主力含油層系長812層，以三角洲前緣水下分流河道沉積為主，砂體走向近于北西～東南向，呈條帶狀展布；儲(chǔ)層為粉細(xì)～細(xì)粒巖屑質(zhì)長石砂巖，顆粒分選中等～好。平均有效厚度13.2 m，平均孔隙度8.6%，平均滲透率0.38 mD，屬于低孔低滲儲(chǔ)層。區(qū)域地應(yīng)力測試結(jié)果表明，裂縫方位NE66.8°～75°，結(jié)合鄂爾多斯盆地現(xiàn)今應(yīng)力場分布規(guī)律，最大主應(yīng)力方位為NE108°左右。區(qū)域內(nèi)的油水井多數(shù)于2010-2011年投產(chǎn)。原井網(wǎng)為井排距480 m×130 m的菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)。

1.2 油田開發(fā)概況

G271區(qū)勘探工作始于2009年，在該區(qū)部署并完鉆評價(jià)井G271，長81鉆遇油層15.5 m，試油21.76 t/d，從而發(fā)現(xiàn)了劉峁塬G271長81油藏。2010年圍繞探評井G271井進(jìn)行滾動(dòng)開發(fā)，截止2013年12月，共建油水井485口，其中采油井365口，注水井120口，平均井深 2 750 m，建產(chǎn)能 45.0×104t，動(dòng)用含油面積52.0 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量 2 670.72×104t。

至2018年10月，G271長8油藏全區(qū)總井?dāng)?shù)571口，其中油井439口，開井398口；水井132口，開井124口。 平均單井日產(chǎn)油0.94 t，平均單井日產(chǎn)液1.58 t，平均單井日注水17 m3，月注采比2.5。全區(qū)累積產(chǎn)油量 147.7×104t，累積注水量 667.8×104m3，累積注采比2.4，綜合含水41.1%，地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度0.8%，采出程度5.5%。

1.3 開發(fā)存在矛盾

（1）油藏水驅(qū)矛盾突出，油井采出程度偏低。受注水影響導(dǎo)致含水上升的油井占開井?dāng)?shù)的25.9%，這些采出程度僅為2.45%。平面上，一是受局部裂縫發(fā)育影響，油井方向性見水明顯；二是受平面非均質(zhì)性影響，注入水易沿滲透率高的方向突進(jìn)；剖面上，由于縱向非均質(zhì)性，注水沿高滲帶突進(jìn)，均勻吸水比例僅為41.9%。

（2）壓力保持水平低，有效驅(qū)替體系難以建立。儲(chǔ)層物性差等因素影響，G271油藏啟動(dòng)壓力梯度大，油藏有效驅(qū)替體系難以建立，油藏局部呈低壓、低產(chǎn)，致使油藏整體采油速度僅為0.54%，制約了油藏的效益開發(fā)。

（3）部分油藏局部單元一次井網(wǎng)適應(yīng)性差，水驅(qū)優(yōu)勢方向與井網(wǎng)長對角線方向不一致：導(dǎo)致裂縫主向水淹，側(cè)向不見效矛盾突出。

2 剩余油分布規(guī)律研究

2.1 平面剩余油分布規(guī)律

通過數(shù)值模擬技術(shù)對剩余油分布進(jìn)行模擬[1-3]，平面上主力層長8121與長8122整體采出程度較低，剩余油飽和度較高，油井間剩余油富集程度較高，裂縫竄流區(qū)，采油井與注水井連通，裂縫側(cè)向驅(qū)替范圍有限，剩余油主要分布于裂縫側(cè)向。

2.2 縱向剩余油分布規(guī)律

剖面上，剩余油主要受裂縫影響，裂縫線上注入水快速波及，水洗程度高，裂縫側(cè)向剩余油富集，水驅(qū)動(dòng)用程度低（見圖1～圖3）。

3 井網(wǎng)優(yōu)化及加密調(diào)整技術(shù)

3.1 井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)

超低滲透油藏中流體的流動(dòng)區(qū)別于中高滲透性油藏中的滲流，存在啟動(dòng)壓力梯度。當(dāng)注采井間驅(qū)替壓力梯度大于啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，該點(diǎn)油層動(dòng)用，當(dāng)注采井間最小驅(qū)替壓力梯度大于最大啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，有效注采關(guān)系才能建立，合理井網(wǎng)井距對油藏動(dòng)用至關(guān)重要。

圖1 裂縫線上剖面剩余油

圖2 平行于裂縫線上剖面剩余油

圖3 垂直于裂縫線上剖面剩余油

以G271區(qū)不規(guī)則反九點(diǎn)井網(wǎng)為例，基于滲流力學(xué)理論，考慮滲透率各向異性提出了根據(jù)最佳井網(wǎng)密度求取最優(yōu)井排距。單井最優(yōu)控制面積為式（1）：

式中：Aopt-井網(wǎng)控制面積，m2；fopt-井網(wǎng)密度，口/平方千米；dx-排距，m；dy-井距，m；ky-水平滲透率，mD；kx-垂直滲透率，mD。

將實(shí)際數(shù)據(jù)代入公式（1）、（2），理論計(jì)算合理井距282 m、排距143 m。對比分析加密動(dòng)態(tài)，考慮到原始井網(wǎng)的因素。水驅(qū)優(yōu)勢明顯的區(qū)域合理排距為130 m左右，對應(yīng)注采井距為230 m左右；能建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)并防止見水。

在合理井距的前提下，避開水線，通過數(shù)值模擬對G271四套加密井網(wǎng)進(jìn)行優(yōu)選綜合比較，開發(fā)效果：井網(wǎng) 3＞井網(wǎng) 2＞井網(wǎng) 4＞井網(wǎng) 1（見表1、圖4、圖5）。

3.2 G271注采井網(wǎng)調(diào)整試驗(yàn)及效果

2014-2017年在G271油藏中北部采用240 m×130 m×NE42°矩形反九點(diǎn)井網(wǎng)和 270 m×75 m×NE108°菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)實(shí)施加密調(diào)整，建油井87口，注水井13口。

表1 試驗(yàn)區(qū)不同加密方式示意圖

圖4 不同加密井網(wǎng)下含水率隨時(shí)間變化曲線

圖5 不同井網(wǎng)下累產(chǎn)油隨時(shí)間變化曲線

圖6 加密區(qū)和非加密區(qū)單井產(chǎn)能對比

圖7 加密區(qū)和非加密區(qū)采油速度對比

3.3 有效提高了采油速度、采收率，提升了穩(wěn)產(chǎn)水平

加密調(diào)整后試驗(yàn)區(qū)采油速度由0.68%上升到1.49%，動(dòng)態(tài)預(yù)測階段采收率由18%上升到21%。目前加密井產(chǎn)量占油藏總產(chǎn)量的1/5，加密區(qū)采油速度是非加密區(qū)的3倍。加密調(diào)整對有效動(dòng)用剩余油，提高采收速度和采收率有積極作用（見圖6、圖7）。

3.4 改善了井間儲(chǔ)層連通性，提高了水驅(qū)控制程度

通過加密調(diào)整重新構(gòu)建了驅(qū)替系統(tǒng)，改變了一次井網(wǎng)水驅(qū)模式，擴(kuò)大了水驅(qū)波及范圍，剩余油得到有效動(dòng)用，最終波及系數(shù)從0.36提高至0.65。

3.5 驅(qū)替系統(tǒng)重新構(gòu)建，注采壓力場分布更加合理

加密后裂縫側(cè)向井地層壓力由13.9 MPa上升到16.1 MPa，壓力保持水平由74.3%上升到86.1%，水驅(qū)主側(cè)向壓差由15.1 MPa下降到10.2 MPa。加密調(diào)整后有效驅(qū)替系統(tǒng)更易建立，平面壓力分布更加合理。

3.6 加密調(diào)整井生成穩(wěn)定，減緩油藏遞減

目前87口加密井平均單井產(chǎn)能1.05 t/d，高于加密區(qū)老井（0.90 t/d），對比G271區(qū)新井投產(chǎn)12個(gè)月后遞減情況（拉齊平均），加密井遞減1.0%小于老井2.8%。目前加密井月度遞減0.6%，老井月度遞減1.0%。

4 結(jié)論

（1）G271加密區(qū)平面上油井見水主要受NE108°裂縫影響，側(cè)向波及體積小，剩余油富集，剩余油呈條帶狀分布在裂縫側(cè)向，為后期重要的挖潛方向。

（2）原始井網(wǎng)對于水淹導(dǎo)致儲(chǔ)量失控，實(shí)施井網(wǎng)加密（矩形反九點(diǎn)、菱形反九點(diǎn)）均可有效提高采油速度（0.4%），采收率（3%～5%）。

（3）井網(wǎng)加密技術(shù)有效的動(dòng)用了超低滲透儲(chǔ)層，改善了井間儲(chǔ)層連通性，提高了水驅(qū)控制程度，驅(qū)替系統(tǒng)得到重新構(gòu)建，注采壓力場分布更加合理，加密調(diào)整井生成穩(wěn)定，減緩油藏遞減。