超低渗油田井网加密提高采收率对策

乔 良，陈 晨，王文刚，于向前，高 曦

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

1 油田地质及开发概况

1.1 油田地质概况

G271长8油藏构造位于陕北斜坡中段西部，主力含油层系长812层，以三角洲前缘水下分流河道沉积为主，砂体走向近于北西～东南向，呈条带状展布；储层为粉细～细粒岩屑质长石砂岩，颗粒分选中等～好。平均有效厚度13.2 m，平均孔隙度8.6%，平均渗透率0.38 mD，属于低孔低渗储层。区域地应力测试结果表明，裂缝方位NE66.8°～75°，结合鄂尔多斯盆地现今应力场分布规律，最大主应力方位为NE108°左右。区域内的油水井多数于2010-2011年投产。原井网为井排距480 m×130 m的菱形反九点井网。

1.2 油田开发概况

G271区勘探工作始于2009年，在该区部署并完钻评价井G271，长81钻遇油层15.5 m，试油21.76 t/d，从而发现了刘峁塬G271长81油藏。2010年围绕探评井G271井进行滚动开发，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，建产能 45.0×104t，动用含油面积52.0 km2，地质储量 2 670.72×104t。

至2018年10月，G271长8油藏全区总井数571口，其中油井439口，开井398口；水井132口，开井124口。 平均单井日产油0.94 t，平均单井日产液1.58 t，平均单井日注水17 m3，月注采比2.5。全区累积产油量 147.7×104t，累积注水量 667.8×104m3，累积注采比2.4，综合含水41.1%，地质储量采油速度0.8%，采出程度5.5%。

1.3 开发存在矛盾

（1）油藏水驱矛盾突出，油井采出程度偏低。受注水影响导致含水上升的油井占开井数的25.9%，这些采出程度仅为2.45%。平面上，一是受局部裂缝发育影响，油井方向性见水明显；二是受平面非均质性影响，注入水易沿渗透率高的方向突进；剖面上，由于纵向非均质性，注水沿高渗带突进，均匀吸水比例仅为41.9%。

（2）压力保持水平低，有效驱替体系难以建立。储层物性差等因素影响，G271油藏启动压力梯度大，油藏有效驱替体系难以建立，油藏局部呈低压、低产，致使油藏整体采油速度仅为0.54%，制约了油藏的效益开发。

（3）部分油藏局部单元一次井网适应性差，水驱优势方向与井网长对角线方向不一致：导致裂缝主向水淹，侧向不见效矛盾突出。

2 剩余油分布规律研究

2.1 平面剩余油分布规律

通过数值模拟技术对剩余油分布进行模拟[1-3]，平面上主力层长8121与长8122整体采出程度较低，剩余油饱和度较高，油井间剩余油富集程度较高，裂缝窜流区，采油井与注水井连通，裂缝侧向驱替范围有限，剩余油主要分布于裂缝侧向。

2.2 纵向剩余油分布规律

剖面上，剩余油主要受裂缝影响，裂缝线上注入水快速波及，水洗程度高，裂缝侧向剩余油富集，水驱动用程度低（见图1～图3）。

3 井网优化及加密调整技术

3.1 井网优化技术

超低渗透油藏中流体的流动区别于中高渗透性油藏中的渗流，存在启动压力梯度。当注采井间驱替压力梯度大于启动压力梯度时，该点油层动用，当注采井间最小驱替压力梯度大于最大启动压力梯度时，有效注采关系才能建立，合理井网井距对油藏动用至关重要。

图1 裂缝线上剖面剩余油

图2 平行于裂缝线上剖面剩余油

图3 垂直于裂缝线上剖面剩余油

以G271区不规则反九点井网为例，基于渗流力学理论，考虑渗透率各向异性提出了根据最佳井网密度求取最优井排距。单井最优控制面积为式（1）：

式中：Aopt-井网控制面积，m2；fopt-井网密度，口/平方千米；dx-排距，m；dy-井距，m；ky-水平渗透率，mD；kx-垂直渗透率，mD。

将实际数据代入公式（1）、（2），理论计算合理井距282 m、排距143 m。对比分析加密动态，考虑到原始井网的因素。水驱优势明显的区域合理排距为130 m左右，对应注采井距为230 m左右；能建立有效的压力驱替系统并防止见水。

在合理井距的前提下，避开水线，通过数值模拟对G271四套加密井网进行优选综合比较，开发效果：井网 3＞井网 2＞井网 4＞井网 1（见表1、图4、图5）。

3.2 G271注采井网调整试验及效果

2014-2017年在G271油藏中北部采用240 m×130 m×NE42°矩形反九点井网和 270 m×75 m×NE108°菱形反九点井网实施加密调整，建油井87口，注水井13口。

表1 试验区不同加密方式示意图

图4 不同加密井网下含水率随时间变化曲线

图5 不同井网下累产油随时间变化曲线

图6 加密区和非加密区单井产能对比

图7 加密区和非加密区采油速度对比

3.3 有效提高了采油速度、采收率，提升了稳产水平

加密调整后试验区采油速度由0.68%上升到1.49%，动态预测阶段采收率由18%上升到21%。目前加密井产量占油藏总产量的1/5，加密区采油速度是非加密区的3倍。加密调整对有效动用剩余油，提高采收速度和采收率有积极作用（见图6、图7）。

3.4 改善了井间储层连通性，提高了水驱控制程度

通过加密调整重新构建了驱替系统，改变了一次井网水驱模式，扩大了水驱波及范围，剩余油得到有效动用，最终波及系数从0.36提高至0.65。

3.5 驱替系统重新构建，注采压力场分布更加合理

加密后裂缝侧向井地层压力由13.9 MPa上升到16.1 MPa，压力保持水平由74.3%上升到86.1%，水驱主侧向压差由15.1 MPa下降到10.2 MPa。加密调整后有效驱替系统更易建立，平面压力分布更加合理。

3.6 加密调整井生成稳定，减缓油藏递减

目前87口加密井平均单井产能1.05 t/d，高于加密区老井（0.90 t/d），对比G271区新井投产12个月后递减情况（拉齐平均），加密井递减1.0%小于老井2.8%。目前加密井月度递减0.6%，老井月度递减1.0%。

4 结论

（1）G271加密区平面上油井见水主要受NE108°裂缝影响，侧向波及体积小，剩余油富集，剩余油呈条带状分布在裂缝侧向，为后期重要的挖潜方向。

（2）原始井网对于水淹导致储量失控，实施井网加密（矩形反九点、菱形反九点）均可有效提高采油速度（0.4%），采收率（3%～5%）。

（3）井网加密技术有效的动用了超低渗透储层，改善了井间储层连通性，提高了水驱控制程度，驱替系统得到重新构建，注采压力场分布更加合理，加密调整井生成稳定，减缓油藏递减。