反七点井网在低渗透油藏中的应用

王宇鹏 徐立明（胜利油田分公司东辛采油厂，山东 东营 257094）

1.地质概况

营11块位于东营构造西南部的洼陷中央，主力含油层系为沙三中6砂组，油藏埋深2900-3050m。区块内构造相对简单，整体为向北西方向抬升的单斜构造，地层倾角为10-15°。沉积类型为砂质碎屑流沉积，岩性以长石细砂岩为主。平均渗透率取值为20.6×10-3um2，平均孔隙度为21.5%，属中孔低渗储层。地面原油密度平均0.8976g/cm3，地面粘度103.6mPa·s，地层原油粘度3.2mPa·s，凝固点24℃，水型CaCl2，地层水矿化度7.1×104mg/L，溶解气油比54。原始地层压力38.5MPa，压力系数1.27。储层温度125℃，温度梯度3.3℃/100m，属常温高压异常系统。含油面积11km2，平均有效厚度10.2m，地质储量1268×104t油藏类型属于中孔、低渗、常温、异常高压、稀油、岩性油藏。

2.油藏开发历程

营11块北区1984年投入开发，1984-1988年采用500m井距反九点井网，由于注采井距过大，注水不见效，油井产量递减快；1989-1995年加密调整为500m井距五点法井网，中部渗透率较高区域注水见效，北部由于渗透率较低注水不见效，开发效果差；1996-2004年加密调整为250m井距五点法井网，由于井距缩小，注采压差降低，注采见效明显，区块开发态势平稳，开发效果较好。2006年在250m井距油井间部署水平井挖潜证实虽然经过多轮次井网加密调整，油井间仍存在滞留油，在水井间完钻新井仍然含水较低且具有一定产能。

3.剩余油富集规律

从营11北区的历次开发调整来看，初期由于采用500m井距反九点井网，注采井距超过了低渗透油藏的极限泄油半径（45m）与极限注入半径（90m）之和，注采不见效，注入水扩散半径小，仅在水井周围含水饱和度较高，且注水压力上升较快，后期由于地层压力升高，注水量降低。油井仅采极限泄油半径之内的原油，井间剩余油较多，采出程度4.2%。通过两次加密调整后井网调整为250m井距五点法井网，注采井距缩小为175m，小于低渗透油藏极限注采井距，建立了完善的水驱开发井网，注水井排与采油井排井点斜对，水驱方向主要为与水井排45°的油水井连线方向，开发效果好转，产量、注水量稳定。2012-2014年在零散井钻井过程中发现油井排内油井间钻遇油层含有饱和度仍然较高，为原始含有饱和度的80%，水井排内水井间钻遇油层含油饱和度也达到了75%，证实油井与油井间，水井与水井间仍存在大量剩余油未得到有效动用。

4.五点法井网适应性评价

通过对五点法井网的流线分析，中部为水井，四口油井形成正方形保证油水井井距相等，油水井间驱油效果较好，原油得到有效动用。油井与油井、水井与水井之间由于同为高压（注入井井底流压较高）或同为低压（采油井井底流压较低），在压力近平衡情况下无法产生原油驱替与流动，滞留油未得到有效动用。通过对营11北区历次井网调整剩余油分布的研究，虽然随着井网密度的增加，储量控制程度逐步提高，流线也经过多次变化但同类井间仍存在大量剩余油。

5.反七点井网的特点

基于对五点法井网开发后期剩余油的认识，怎样在油藏方案设计及实施中增加同类井间剩余油的动用，提高储量动用率作为本次研究重点。通过对营11北区井网演化过程的研究在500m井距五点法井网加密为250m井距五点法井网的过程中通过水井排抽稀注水，即将水井排相邻两口水井中的一口“暂时”作为油井，推迟转注时机，井网形式转换为不等井距反七点井网，水井与上下油井排之间可以建立有效驱替，同时沿井排方向水井可以对相邻两口油井形成注采驱替，优先动用水井排内剩余油。通过实际开发证实在提高水井注水量情况下，水井排内油水井由于压裂裂缝末端间距（90m）小于极限注采井距，水井排内油井优先见到注水效果，水井排内油井含水上升速度也高于油井排。当水井排内的油井达到经济极限含水（大于96%）后进行转注，将反七点井网调整为五点法注水井网，这样可以提高水井排间的储量动用，避免因水井间无法建立有效驱替而造成的储量动用率降低。

6.结语

反七点井网仅作为五点法井网实施前期的一种过渡井网，该井网可优先动用水井排间储量，避免水井间储量损失，后期转注水井排内油井形成五点法面积井网达到整个油藏均衡水驱的目的，可提高储量动用率12%以上，可有效提高区块开发效益，提高资源利用率。

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