史深100沙三中调整对策研究

摘要：史深100断块自1994年投入开发，1995年在进行注水先导实验的基础上，按400×283m的反九点面积井网整体进行注水开发，主体区块连续9年产能规模保持在12×104t。但现阶段主体老区未能按原方案设计要求全面转五点井网，由于油水井井况恶化，井网完善程度差，导致史深100主体老区注采井网适应性变差，严重影响了油藏潜力的发挥。

关键词：低渗透油藏；油水井；层系调整

中图分类号：P618 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）03-0097-02

史南油田史深100块沙三中段低渗透油藏自1994年投入开发，1995年按400×283m的反九点面积井网整体转注，历经14年的滚动勘探开发，取得了较好的开发效果。但随着挖潜调整的深入，史深100主体老区油水井受长期的反复改造、高压注水等因素影响，导致井况恶化、井网适应性变差，地层能量持续下降等一系列注采开发矛盾，严重影响了油藏潜力的发挥。为进一步提高油田开发水平，有必要对该油藏开发方案调整对策进行研究，制定有针对性、适应性的开发调整对策，用于指导今后史深100断块的开发。

1 层系调整可行性研究

1.1 局部区域中1、中2砂组均具有一定的物质基础

根据中1砂组、中2+3砂组在储层中部F2断层两侧中1砂组、中2+3砂组油层厚度均在10m以上，计算区域面积2.48km2，细分层系后，各层系主力层突出，具有一定的油层厚度和剩余可采储量。中1段平均油层厚度10.1m，主力层主要为中14、地质储量175.0×104t，目前剩余储量丰度63.6×104t/km2，剩余可采储量23.9×104t；中2+3段平均油层厚度14.9m，主力层主要为中21、地质储量267.1×104t，目前剩余储量丰度88.7×104t/km2，剩余可采储量29.1×104t。

1.2 储层物性较好，隔夹层稳定分布

细分层系区域主要为主力层中14、中21储层发育核部，沉积微相属于水道微相带上，区域内储层物性相对较好，平均空隙度19.4%，渗透率13.6×10-3μm2。另外，根据储层特征研究成果，史深100断块砂层组之间隔层分布稳定，中1段和中2段之间平均隔层厚度为36.5m。

1.3 各层系均具有一定的产能

根据投产或改层单采中14小层或中21小层的油井生产情况分析各层系均具有一定的产能，统计投产或改层单采中14小层的油井有10口，平均单井初产11.4t/d，平均采油指数0.11t/d.MPa.m；投产或改层单采中21小层的油井有63口，平均单井初产14.2t/d，平均采油指数0.14t/d.MPa.m。

2 合理井网研究

2.1 井网方式确定

根据前面地应力与裂缝特征和注水见效实际情况分析，该块主地应力方向为北东70°，应力集中、人工裂缝发育，考虑注水主流线方向与主应力方向匹配和基础井网限制，通过转注反九点井网角井转换为五点面积井网，可以有效提高注采井网适应性，具体以下优势：通过对目前方九点井网的角井转注，可以实现注水井排方向接近地应力方向即人工裂缝方向，注水水沿裂缝形成水线向油井井排推进，避免油井暴性水淹；转注后，注采井距由400m缩小到280m，有效克服反九点角井注采井距大，油井难受效的问题；反九点注采井数比1：3，五点井网注采井数比1∶1，注采井数比的提高，可以实现强化注水，有利于补充地层能量。

综上所述，根据目前区块内井网状况，下一步井网调整的重点是史深100主块中西部目前仍为400×250m的反九点面积井网区域，通过角井转注，提高注采井网适应性。

2.2 合理井距确定

2.2.1 技术极限井距的确定。对于低渗透油藏，在一定的注采压差下，油井能够控制的的最大径向距离称为极限生产半径，水井能够控制的最大径向距离称为极限注水半径。极限生产半径与极限注水半径的和称为极限井距。低渗透油田渗流理论研究表明：极限供油半径（或极限注水半径）受有效驱替压力梯度的制约，而有效驱替压力梯度的大小与储层渗透率、渗流流体的地下粘度有关。根据低渗透油藏的渗流机理，确定了极限供油半径与有效驱替压差、储层渗透率、地下原油粘度的关系式：

在室内实验研究的基础上，结合现场动态资料，进一步研究了低渗透油藏的极限供油半径。并绘制出了不同粘度时，极限控制半径与渗透率的关系图如图1所示。

史深100断块平均渗透率约10×10-3μm2，平均地层原油粘度1.8mPa.s，计算其极限控制半径为80m。即：有效注采井距为160m。当注采井距大于160m时，由于注、采设备受目前工艺技术水平的限制，地层压力不可能进一步提高时，储层中将会存在不流动区，注采井距越大，不流动区越大，从而降低油田开发效果。

2.2.2 经济极限井距的确定。确定经济极限井网密度的内容、方法很多，目前多采用前苏联院士谢尔卡乔夫推导出的交汇法确定井网密度。考虑新区和主体老区储量基础差异，分别根据相关公式计算了其经济极限井距。利用史深100断块的基本参数，绘制出了该块的经济极限井网密度图（图2-2-2和图2-2-3）。在油价35$/bbl的情况下，测算经济极限井网密度为12-14口/km2，对应的经济极限注采井距为190-205m。其中新区储量基础差，经济极限井网密度为12口/km2，经济极限注采井距205m；主体老区经济极限井网密度为14口/km2，经济极限注采井距190m。

3 调整对策

综上所述，根据技术极限井距，为了使油、水井间建立起有效的注采压差，本块注采井距应为160m。根据目前各区实际注采井网和井距，具体调整加密对策。

史100中西部是本次加密调整的重点，原井网为400×283m，在角井转注后注采井距为283m的五点井网，具有进一步加密的潜力，可以通过在井距较大的油井排和水井排间加密，缩小注采井距，通过加密和压裂措施后，基本可以满足本块地质特点及经济效益的

要求。

史100断块北部新区正初步形成注采井网，油井进一步转注后，注采井距200-250m左右，目前油水井井况好，基本满足经济合理井网井距。

主体东部在现有井网基础上更新完善油水井后，可以形成注采井距200-250m的五点面积井网或不规则注采井网。因此，该区的工作重点是更新报废油水井和扶停、大修井况恶化油水井。

史100西和史103加密区注采井距为200米的排状注采井网，满足经济合理井距要求，下一步工作重点是完成史103加密方案尚未实施的油水井。

参考文献

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作者简介：张泉一（1973—），男，山东齐河人，中国石油大学（华东）在读研究生，胜利石油管理局石油开发中心胜丰有限公司生产管理室主任，高级工程师，研究方向：油气田开发。