低渗透油藏井网加密潜力分析

王 林，仲广军

（中国石油化工股份有限公司江苏油田分公司试采一厂，江苏江都 225265）

1 低渗油藏确定合理井网密度

1.1 合理的井网密度是提高低渗油藏采收率的核心因素

俞启泰经验公式：

根据俞启泰经验公式，最为敏感的因素是渗透率变异系数，其次依次为：油水粘度比、空气渗透率、有效厚度、井网密度、油层温度。

从油田实际状况来看，低渗油藏采收率与井网密度同样存在明显的相关性，总的看来，无论是从国内外前人的研究成果，还是从中石化及油田矿场实际状况，对于低渗油藏来说，合理的井网密度是提高其采收率的核心因素。

图1 水驱控制程度与井网密度关系

1.2 低渗油藏井网密度与水驱控制程度及采收率的关系

北京勘探开发研究院根据我国实际资料，回归分析出不同类型油藏井网密度与水驱控制程度的关系。

可以看出，在相同井网密度10口/平方千米的情况下，对于条件好的I类油藏水驱控制程度可以达到88%，而对于V类油藏水驱控制程度只有36%。

表1 不同类别油藏水驱控制程度与井网密度关系表

根据矿场经验，要取得好的开发效果，一般水驱控制程度要达到80%以上，要达到这一要求，对于I类油藏来说井网密度仅要求5口/平方千米、450 m井距，而对于V类油藏来说井网密度要求达到50口/平方千米、140 m井距。当井网密度为10口/平方千米时，I类油藏采收率可达到49%，而V类油藏采收率仅为14%；要达到30%的采收率，I类油藏只需要2.8口/平方千米的井网密度，而V类油藏需要35口/平方千米的井网密度。可见，要取得好的水驱控制程度及水驱采收率，相对中高渗油藏来说，低渗油藏需要更大的井网密度、更小的注采井距。

1.3 本厂低渗油藏的合理井网密度

根据流度划分，本厂低渗油藏基本属于IV类油藏，个别属于V类油藏（如徐家庄E2d1）。对于IV类油藏，要想水驱控制程度达到70%，则井网密度应达到17.2口/平方千米左右、井距240 m；要想水驱控制程度达到80%，则井网密度应达到23.8口/平方千米左右、井距205 m。而从本厂低渗油藏目前实际情况来看，平均井网密度仅为6.79口/平方千米，除陈堡E1f1及沙埝E1f2+1井网密度达到11~12口/平方千米、采收率超过20%外，其余单元采收率均低于18%。

对比本油田矿场实际数据与理论计算数据，数据是基本吻合的，井网密度达到10口/平方千米左右时水驱控制程度基本在50%左右，说明该方法在本油田低渗砂岩油藏具有良好的适用性。

表2 部分低渗油藏现井网下最终波及系数测算表

考虑到本油田断块小、难以采取面积井网的实际情况，初步设想本油田低渗油藏水驱控制程度的合理工作目标是70%（井网密度17口/平方千米、采收率30%左右），则陈堡E1f1及沙埝E1f2+1目前井网密度距技术合理井网密度差距是5口/平方千米左右，其余低渗油藏的差距是10口/平方千米左右。

总的看来，对于低渗油藏而言，井网密度对提高其水驱控制程度及采收率具有特别重要的意义，结合本油田低渗油藏实际状况，从技术角度考虑，目前的井网总体偏稀需要实施加密。

2 国内外低渗油藏加密井网的成功实例

2.1 华北留路油田留17块

留17块储层平均渗透率43×10-3μm2，原采用300 m井距开发，虽实施了压裂酸化等多种措施，但效果一直不理想，年采油速度维持在0.5%~0.6%左右，油田生产管理十分困难。1989年开展了以井网加密为核心的综合调整，将井距由原来的300 m调整为150~200 m，取得了突出的调整效果。调整后，单元水驱控制程度从49.6%上升到81.3%，单井日产液量、日产油量是调整前的2倍，单井日注水量是调整前的3倍，单元日产油量是调整前的3.6倍。调整后不仅采油井单井日产油水平有明显上升，而且注水井单井日注水平也有了大幅度的上升。

可见，由于加密井网后，注采井距明显减小，使得注采井间压力传导的损耗大幅度下降，一方面采油井更好地见到了注水效果，另一方面有效缓解了注水井井筒附近憋压的状况，使得注水井日注能力大幅度上升，这一点对于本油田部分反复增注都未见到明显效果的单元具有重要的借鉴意义。

2.2 加拿大帕宾那油田卡迪姆砂岩油藏

该油藏属于低渗透砂岩油藏，储层平均渗透率24×10-3μm2，原采用反九点法及五点法注水开发，测算水驱采收率20.6%。1985-1989年间实施加密井33口，加密后井距在170 m左右，通过压力监控，证实加密井与周边原生产井没有压力干扰现象，说明由于该油藏渗透率低，单井控制泄油面积很小，而加密井控制的泄油面积实际上是原生产井所无法控制的。据测算，该油藏33口加密井平均单井增加经济可采储量10 930 m3，合计增加经济可采储量360 000 m3。调整前油藏日产油295 m3，年收益190万美元；调整后日产油500 m3，调整井投资已在1989年6月前收回，收回投资后每年净收益555万美元。

2.3 江苏沙埝油田沙7块

沙7断块储层平均渗透率40×10-3μm2，初期部署油水井15口，井网密度6.52口/平方千米，注采井距350~500 m，注采井数比0.25。投产3年后采油井仍未见到注水效果，油井产液能力逐步下降，日产油水平由初期的104.8 t下降至1999年6月的50.8 t。为改善该块注水开发效果，1999年起对该块实施综合调整，有效扭转了其开发态势，通过调整，一方面使得该块由递减态势转变为稳产态势，另一方面大幅度提高了该油藏的采收率。

3 现井网下低渗油藏剩余油潜力分析

3.1 注采井距过大、难以建立有效驱替压差，油藏处于弹性开发状态

从本厂低渗油藏开发现状来看，真武E2d1、曹庄E2d1、富民 E2d1、徐家庄 E2d1主体、联西主体、沙 19 E1f2+1下层系目前基本没有见到注水效果，处于一次采油状态，这些单元合计动用储量995×104t，如果通过落实储层及构造、完善井网、缩短井距后将采收率提高7%，则可增加可采储量69.7×104t。

3.2 开发井段过长、层间矛盾突出，非主力层储量动用状况差

根据研究，低渗单元注水井吸水强度变异系数与射开厚度有明显的正相关关系，也就是说射开厚度越大、吸水越不均匀。

从本厂低渗单元开发现状来看，扣除注水未见效的995×104t动用储量，其余注水见效的1 538×104t动用储量（主要分布在发2E1f2+1、沙埝E1f2+1及陈堡E1f1）的平均层间矛盾的程度与陈2E1f1类似，也就是说这1538×104t动用储量中约有40.8%的动用储量实际处于基本不出力或出力很少的状态。如果通过调整，使这部分非主力储量的采收率提高15%，则可新增可采储量 94.1×104t。

3.3 平面上储量动用存在一定程度的不均匀

从目前本厂低渗油藏矿场实践来看，目前平面矛盾相对突出的包括沙20东、沙26、沙7三个单元，合计动用储量562×104t，按平面矛盾导致20%的水驱控制程度损失计算，有112.4×104t储量未能控制，若通过治理将这部分储量控制，新控制储量按20%的采收率计算，则可新增可采储量22.5×104t。

根据上述剩余油潜力分析，提出本厂低渗油藏的治理目标：通过以加密为主，结合细分、压裂等手段的治理，将全厂低渗油藏的采收率由目前的22.7%提高到28%左右，其中沙埝E1f2+1及陈堡E1f1采收率提高到30%以上，其余提高至26%左右。

4 低渗油藏井网加密的经济效益分析

以发2块为例：发2块埋深2 250 m，探明含油面积1.0 km2，动用储量 112×104t，现井网密度 6.67 公顷/井，井网指数0.104。通过实施加密井，缩短注采井距，挖掘低部位剩余油，加密后注采井距缩短至150 m，相信油井见效状况及注水井吸水状况可得到明显改善。测算采收率可提高至26.9%，平均每口调整井新增可采储量 1.1×104t，投入产出比 1:2.5。

通过上例的分析可以看出，对于埋深2 300 m左右的低渗油藏实施合理加密一般可以取得1:2.5~1:3的投入产出比，即使对于埋深达到3 300 m的低渗油藏实施合理加密也可以取得1:1.6左右的投入产出比，总的看来，低渗油藏实施合理加密井网不仅在技术上是可行的，而且在经济上也是有利可图的。

5 结论及建议

（1）低渗油藏技术上合理的井网密度要远高于中高渗油藏，根据本油田低渗油藏实际状况，提出本油田低渗油藏合理井网密度在17口/平方公里左右（水驱控制程度70%，采收率30%），而目前本油田低渗油藏实际井网密度距技术合理井网密度仍有相当差距（沙埝E1f2+1及陈堡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），并因此产生了诸多难以克服的矛盾。

（2）国内外低渗油藏加密的成功实例表明，低渗油藏合理加密，一方面可以控制原井网无法控制的可采储量，另一方面可以有效减少压力传导损耗、减轻注水井井底憋压的状况。

（3）对于本厂真武 E1d1、富民 E2d1、曹庄 E2d1等埋藏较深的油藏，应加强构造及储层的研究，尽快实施调整工作量。

[1]李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京：石油工业出版社,1997.

[2]曹任义，程林松，等.低渗透油藏井网优化调整研究[J].西南石油学报，2007，29（4）：67-69.

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