超小井距在复杂断块油藏后期注水开发中的应用

路永萍 王学立 范卫红 吴金凤 王贺强 李红敏 李小园 王海霞 贺绍娟

（大港油田公司第三采油厂，河北 沧县 061035）

超小井距在复杂断块油藏后期注水开发中的应用

路永萍 王学立 范卫红 吴金凤 王贺强 李红敏 李小园 王海霞 贺绍娟

（大港油田公司第三采油厂，河北 沧县 061035）

枣园油田枣南孔一段油藏主要含油层位为孔一段的枣IV、V油组，油层平均有效厚度为58.3 m/19层；断块内有17条断层，划分为9个断块区，平均断块面积为0.19 km2。油层连通差，储层物性变化大，平面上注水井吸水状况不均衡，位于构造边部的采油井见不到注水效果，表现为低能低产，剩余油的潜力无法动用。通过室内驱替实验和理论公式计算得出，枣南孔一段油藏构造边部相对低渗区的合理井距为75 m；应用概率公式法、经验公式法及采收率－井网密度关系，计算平均井距75 m时井网水驱控制程度分别达到88.5%和89.6%，可提高最终采收率2.12%。超小井距注水首先在3个井组进行先导性试验，累计增油1 337 t，然后又在5个井组进行推广，受益油井产油量由39.1 t·d－1上升到54.7 t·d－1，增油15.6 t·d－1，累计增油2 172 t，预测油藏最终采收率从30.2%提高到31.3%。

超小井距；枣南孔一段；合理井距；水驱控制程度；实施效果

枣南孔一段位于黄骅凹陷南部孔店构造带上的风化店构造南翼，为一复杂断块复式构造油气藏。该油藏自1984年投入开发以来，历经小井距加密、细分开发层系、提液高速开发、综合调整治理、产量递减等开发阶段，受油水井井况变差、断块中部注采矛盾严重、断块边部低能低产井等因素的制约，油藏开发效果日趋变差。主要表现为：1）断块边部出现有井无网的状况，油井产量逐渐降低。枣南孔一段套变、套损井104口，占油水井总数（226口）的46.0%，由于油水井的停产停注，注采井网遭受破坏，致使位于断块边部的低能低产井越来越多，统计枣南孔一段产油量小于2 t·d-1的油井有28口，占该油藏开井数的26.4%；这28口井总产油量33.5 t·d-1，占该油藏总产量的8.78%。2）注采井网适应性变差。随着油藏认识程度的提高，原有注采井网与实际情况匹配性差，造成实际生产中注采井网不完善。3）注水水驱方向性强［1］。受沉积环境影响，一方向含水上升快，另一方向井见效差，油井低能低产，单井剩余可采储量难以有效挖掘。为了改善油藏开发效果，提高断块边部低能低产井的开发水平，立足现实状况，开展了“超小井距注水，井网调整挖潜”的深化地质研究和先导试验工作，并取得了一定效果。

1 油藏特征及存在问题

1.1 枣南孔一段油藏特征

枣园油田枣南孔一段位于风化店构造南翼，含油面积4.4 km2，地质储量1 906×104t，主要含油层位为孔一段的枣Ⅳ、Ⅴ油组，油层埋深1 690～2 100 m，其中枣Ⅳ油组细分为Ⅳ1—Ⅳ7共7个小层，枣Ⅴ油组细分为Ⅴ1—Ⅴ13共13个小层，油层平均有效厚度为58.3 m/ 19层；断块内有17条断层，其中二级断层1条，三级断层10条，四级断层6条，主要包括枣2、枣43、枣1270和枣1281等8个断块。各自然断块中，含油面积最大的枣2断块为0.56 km2，最小的1266-2断块为0.03 km2，平均断块面积为0.19 km2，油层平均孔隙度22.4%，平均空气渗透率165×10-3μm2，渗透率变异系数0.69～0.76，在各断块中油层的高渗区一般在其构造的高部。

同时，研究结果表明，断块平面上的油层物性分布特征与其所在部位的沉积微相关系明显，处于不同沉积微相带的油层渗透率级别不同，位于辫状河道、心滩沉积相带的渗透率为70×10-3μm2，而处于漫流沉积的渗透率为40×10-3μm2。地面条件下原油密度0.892 5 g·cm－3，黏度114.2 mPa·s，凝固点32℃，含蜡量20.6%，胶质沥青质量分数27.8%。室内相渗实验数据表明，枣南孔一段油层油水相对渗透率曲线类型属于弱亲水型，曲线交点的含水饱和度为0.6，油水二相共渗区在0.385左右，驱油效率一般在35%～86%。

1.2 油藏开发中存在问题

枣南孔一段油藏1984年以212 m井距、三角形井网投入开发，于1985年4月注水；1986年，针对枣1281、1270断块油层厚度大、动用状况差的情况，以212 m井距、三角形井网实施了细分开发层系调整；1997—2007年进行局部调整、综合治理，到2007年12月，采油井总数135口，开井106口，产油量381 t·d-1，综合含水率89.38%，采油速度0.65%，采出程度26.02%；注水井总数91口，开井61口，注水量3 281 m3·d-1，月注采比0.89，累计注采比1.32。油藏在开发过程中，油层连通差，储层物性变化大，平面上注水井吸水状况不均衡。统计32口注水井历年注水情况，投注后注水量始终低于50 m3·d－1、累计注水量低于5×104m3的井有17口，占53.1%（其中投注后长期注不进水的井5口）；平均注水量高于150 m3·d－1、累计注水量高于10×104m3的井有6口，占18.8%；可按配注指标执行注水的井有9口，占25.1%。位于构造边部的采油井见不到注水效果，表现为低能低产，剩余油的潜力无法动用。

2 超小井距开发分析

2.1 适应性分析

2.1.1 超小井距可以提高水驱控制程度

油、水井连通厚度占总钻遇厚度的比值称为水驱控制程度。井网水驱控制程度的概率法计算公式［2］为

式中：δ为井网密度，口·km－2。

加密前枣南孔一段油藏地质储量1 906×104t，采油井开井106口，注水井开井61口，注采井数比1∶1.738，利用概率法和经验公式法计算井网水驱控制程度分别为72.6%和71.2%。如果枣南孔一段油藏平均井距缩小到75 m，则计算出井网水驱控制程度分别为88.5%和89.6%。

2.1.2 超小井距可以提高驱油效率

从实验可以看出［3-4］：随着驱动压力梯度的升高，被动用的孔隙不断扩大，采用压力梯度0.029 MPa·cm－1驱替后，含油孔径分布范围为5～10 μm。压力梯度达到0.067 MPa·cm－1时，含油孔径分布范围缩小到0.02～5 μm，原油驱油效率逐渐增加，但驱油效率增加的幅度有逐渐减小的趋势，当压力梯度增加到某一值后，再增加压力梯度，其驱油效率不再增加，也就是说，水驱油时存在一个极限压力梯度，而且不同的孔隙结构具有不同的极限压力梯度。

2.1.3 超小井距可以提高最终采收率

采收率与井网密度有如下关系：

式中：ER为采收率；Ed为驱油效率；a为常数。

式中：λ为水驱控制程度；ε为注采井数比；c0为油砂体面积，m2；d为平均井距，m；ψ为井网系统单井控制面积与井距平方间的换算系数。

井网水驱控制程度的经验公式［1］为

在注采井数比一定的条件下，最终采收率随井网密度的增加而增大，但当达到某一值后，随着井网密度增大，最终采收率变化不再明显。利用该方法计算枣南孔一段断块边部低能低产井井距为75 m时，具有提高采收率2.12%的潜力。

2.2 可行性分析

2.2.1 技术井距的确定

以天然岩心进行室内驱替实验［5］，温度为25℃，流体采用抽真空煤油，用氮气将煤油推人岩心，通过调节氮气瓶出口压力来控制岩心两端的驱替压差。实验基本原理是利用“压差－流量”关系，改变岩心两端压差并测量流体通过岩心的流速来求得“压差－流量”关系曲线，从而利用曲线斜率在压差坐标轴上的截距来求取岩心的启动压力梯度，建立启动压力梯度的理论图版，岩心渗透率越小，对应的启动压力梯度值就越大，当岩心渗透率降低到一定值后，随着渗透率降低，启动压力梯度急剧上升。可见对于低渗透油田，地层平均渗透率对启动压力梯度的影响非常显著。通过理论图版计算，枣南孔一段油藏合理驱动压力梯度为0.011 5 MPa·cm－1。

渗流速度与压力梯度分为非线性段和拟线性段两部分，单位黏度最小启动压力梯度与渗透率的关系为［6］

单位黏度临界驱替压力梯度与渗透率的关系为

式中：Δp/L为压力梯度，MPa·cm－1；μ为流体黏度，mPa·s；K为渗透率，10-3μm2。

某种流体在一定物性的储集层中渗流时，随着压力梯度的增大，会出现3种不同的渗流状态：当驱替压力梯度小于最小启动压力梯度时，流体不流动；当驱替压力梯度大于临界驱替压力梯度时，流体处于易流状态；当驱替压力梯度介于二者之间时，流体处于低速高阻不易流状态［7］。枣南孔一段油藏构造边部渗透率取45×10-3μm2，通过公式（4）、（5），计算临界驱动压力梯度为0.011 8 MPa·cm－1，根据实验和理论计算出相应的技术井距为75 m。

2.2.2 合理注水强度的确定

注水强度与注采井距的关系可用下式表示［8］：

式中：qi为单井注水量，m3·d－1；h为注水厚度，m；m为注采比；pwf为采油井井底流动压力，MPa；pj为注水井井底流动压力，MPa；Rw为注采井距，m；Rwo为注水井井径，m；Kw为水相渗透率，10-3μm2；fw为综合含水率，%。

根据式（6），计算出枣南孔一段75 m井距下合理的注水强度为0.63 m3·m－1·d－1。

3 现场应用

枣南孔一段油藏超小井距注水开发于2007年12月在3个井组进行了先导性试验，转注3口井，平均单井注水量45 m3·d－1，实施后平均注水压力从16.4 MPa下降到10.5 MPa，累计增油1 337 t。如枣1281-5井转注后，井距缩小到60 m，初期注水量60 m3·d－1，注水强度 0.66 m3·m－1·d－1，井组注采比 1.24，对应油井枣1280-4增油量3.83 t·d-1，动液面从1 615 m到1 316 m，累计增油1 020 t。

由于先导试验井组取得较好的注水开发效果，继续在低能低产井区推广应用超小井距注水，转注5口井，注采井距最小65 m，平均注采井距80 m。5个井组11口受益油井均见到一定效果，产油量由39.1 t·d－1上升到54.7 t·d－1，增油量15.6 t·d-1，累计增油2 172 t。实施小井距开采8个井组累计增油3 509 t（见表1）。应用水驱特征曲线，预测水驱采收率由 30.2%提高到31.3%，增加1.1%。

表1 枣南孔一段油藏超小井距注水效果

4 结论

1）通过计算和实际应用，超小井距注水强度不宜过大，合理的注水强度控制在0.63 m3·m－1·d－1。

2）超小井距注水开发，为提高油藏边部低能低产井组开发水平提供了借鉴意义。

3）由于枣南孔一段油藏油层井段长，部分井组油层动用程度有所降低，因此，建议多层系油藏超小井距注水开发考虑细分层注水和简化层系开发。

4）枣南孔一段油藏为普通流体，超小井距还应更适应于稠油油藏，使稠油流体分子结构破坏，但应充分考虑注采井网的布置，避免注入水快速锥进。

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Application of extra-small well spacing in late waterflooding development of complex fault-block reservoir

Lu Yongping Wang XueliFan Weihong Wu Jinfeng Wang Heqiang Li Hongmin Li Xiaoyuan Wang Haixia He Shaojuan
(No.3 Oil Production Plant of Dagang Oilfield Company,PetroChina,Cangxian 061035,China)

The main oil-bearing layer in the first member of Kongdian Formation of Zaoyuan Oilfield is Zao IV and V oil group.The average thickness of oil-bearing layer is 58.3 m per 19 layers.There are 17 faults in the block which are divided into 9 fault-block zones with an average area of 0.19 km2.The connectivity of oil-bearing layer is poor and the physical property of reservoir changes greatly.The water absorption for different areas is imbalanced.The oil production wells at the edge of the reservoir have not waterflooding effect with low productivity and unproduced remaining oils.Based on the laboratory experiment of natural cores, theory study,probability method,empirical formula and the relationship between well density and recovery,the reasonable well spacing at the edge of the reservoir was calculated to be 75 m and the control degree of waterflooding reached 88.5%and 89.6%. The ultimate oil recovery improved 2.12%.The pilot test of extra-small well spacing was processed on three well groups at first.The cumulative oil increased 1,337 t.After that,it was spread on the other five oil groups.The oil production of response wells increased from 39.1 t/d to 54.7 t/d with an oil increment of 15.6 t/d and a cumulative oil increment of 2,172 t.The ultimate oil recovery was predicted to increase from 30.2%to 31.3%.

extra-small well spacing,the first member of Kongdian Formation in Zaoyuan Oilfield,reasonable well spacing,control degree of waterflooding,implementation effect.

TE347

A

2009-11-16；改回日期：2010-07-12。

路永萍，女，1968年生，1989年毕业于大港石油学校，2007年获得中国石油大学采油工程大专学位，从事仪表管理和油田开发工作。电话：（022）25941324。

（编辑 赵卫红）

1005-8907（2010）05-589-04

路永萍，王学立，范卫红，等.超小井距在复杂断块油藏后期注水开发中的应用［J］.断块油气田，2010，17（5）：589-592.

Lu Yongping，Wang Xueli，Fan Weihong，et al.Application of extra-small well spacing in late waterflooding development of complex fault-block reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2010，17（5）：589-592.