小井距调整在低渗透油藏中的研究及应用

叶 欢.

(中国石化河南油田勘探开发研究院，河南南阳 473132)

宝浪油田B区块Ⅰ+Ⅱ油组油藏类型为低孔低渗层状边水背斜油藏，油藏埋深2 140～2 310 m。自1996年投入试采，1997年一套开发层系，采取外围环状注水加内部点状注水井网开发，目前采出程度为19.87%，综合含水为87.16%，已进入高含水开发期。近年来开发中呈现以下特点：①储层物性差，非均质严重，非主力层注水井欠注，地层压力保持水平低[1]。②局部区域注采井网不完善，注采井距偏大，注不进采不出。鉴于低渗透油藏基质致密、裂缝系统复杂、油井生产水平低、采收率低、开发效果差[2]，结合该油田存在的具体问题，在加强区块剩余油分布规律研究，进一步开展精细油藏描述工作的基础上，探索应用小井距注水开发技术挖掘剩余油的试验研究，取得了较好的成果，为今后进一步改善注水开发效果、提高最终采收率摸索出了一条新的出路[3-4]。

1 开发中存在的问题

宝浪油田B区块地处新疆焉耆县永宁乡境内，区域构造上位于焉耆盆地博湖坳陷宝浪苏木背斜构造带北部。其具有以下地质特点： ①平均孔隙度为13%，渗透率为22 mD， 属低孔低渗储层；②油藏类型为层状边水背斜油藏，含油层系为侏罗系三工河组，油藏埋深为2 100～2 350 m；③油层纵向分布较集中，层数多、厚度大，单井砂体平均厚度为80 m；④三级断层19条，全部为逆断层，裂缝较发育，煤层较发育[5]。近年来，注水开发中存在以下问题。

1.1 注水井层吸水状况差

由于B区块Ⅰ+Ⅱ油组目前注采井距为260 m，非主力层物性较差，注采井难以建立压力驱动体系，致使注水井吸水能力差[6]。实施小井距先导试验前，据统计，B区块Ⅰ+Ⅱ油组注水井开井29口，日配注575 m3/d，配注71层，实注215 m3/d。其中，欠注井层51层，占71.8%，日配注440 m3/d，实注75 m3/d，实注水量仅为配注量的17.1%(表1)。欠注井层主要集中在Esh、Ⅰ1、Ⅱ1和Ⅱ3层，为非主力层。

表1 B区块Ⅰ+Ⅱ油组注水井注水状况Table 1 Water injection status of water injection wells in Baobei block Ⅰ+Ⅱ oil group

1.2 注水井井筒附近有效渗透率大幅增加

通过注水井压力资料分析，注水井有效渗透率大幅增加，分析主要原因为注水井井筒附近经过长期注水冲刷存在颗粒运移，使井筒附近有效渗透率大幅提高[7](表2)。

表2 B区块注水井压降资料解释成果Table 2 Explanation results of pressure drop data of injection wells in Baobei block

宝1222井为二级三段分层注水，其全井平均有效渗透率为同期采油井有效渗透率的4.6倍以上。

宝1202井为一级二段分层注水，其全井平均有效渗透率为同期采油井有效渗透率的7.6倍以上。压力测试曲线分别探测有效半径为：73.45 m、80.19 m、158 m。其中73.45 m和80.19 m分别属于达西流段的影响半径，非达西流段影响半径为158 m。说明注水井井筒附近经注水长期冲刷后，颗粒运移至油层深部，甚至堆积在采油井井筒周围[8]。

2 小井距调整可行性论证

2.1 物质基础

根据B区块Ⅰ+Ⅱ油组单层采出程度分析(表3)[9]，非主力层地质储量为303.29×104t，累计产油51.3×104t，采出程度较低，为16.9%，因此调整具有一定物质基础。小井距开发试验针对的是非主力层[10]。

表3 B区块Ⅰ+Ⅱ油组单层采出程度统计Table 3 Statistical of single layer recovery degree of Ⅰ+Ⅱ oil group in Baobei block

B区块Ⅰ+Ⅱ油组单层地质储量为491.43×104t，累积产油为89.99×104t，剩余地质储量为401.44×104t，平均采出程度为18.31%。各单层采出程度有较大差异，其中，Ⅱ22+3采出程度最高，为22.35%；Ⅰ22+3采出程度最低，为9.64%。

2.2 非主力层小井距挖潜剩余油潜力

B区块Ⅰ+Ⅱ油组非主力层平面上水淹状况相对较弱，以点状分布为主，未连成片。B区块Ⅰ+Ⅱ油组非主力层地质储量为303.29×104t，其中水淹区储量为111.76×104t，水淹区储量比例为36.85%，水淹程度相对较低[11]。其中Ⅰ12水淹程度最低，水淹区储量比例为7.3%；Ⅱ21水淹程度最高，水淹区储量比例为59.07%(表4)。

表4 B区块Ⅰ+Ⅱ油组非主力层各单层水淹区储量状况统计Table 4 Statistical of reserve status of single layer waterflooded area in Ⅰ+Ⅱ oil formation of Baobei block

2.3 小井距调整合理井网密度论证

2.3.1 小井距调整井网方式研究

为了确定小井距调整注采井网方式，采取童宪章院士在《从注采平衡角度出发比较不同面积注水井的特征和适应性》中的研究成果计算[12]。研究报告中假设：Jo为油井平均单井产液指数，且开始产水后一直不发生变化；Jw为注水井平均单井吸水指数，注水开发过程中长期保持不变，且m=Jo/Jw。经过公式推导，得出以下结果：

相对生产井数

(1)

相对注水井数

Y=n+2m-3

(2)

相对总井数

(3)

式中n——井网系数，代表单元内的总井数。

一般地讲，注水井的吸水指数与采油指数相比，其值愈高，所需的注水井数愈少；其值愈低，则所需的注水井数愈多。具体地讲，吸水指数比采油指数小得多的油田(即m值大于3以上)，七点法或九点法比较有利，注采井数比为2～3；吸水指数大大高于采油指数的油田(即m值小于0.5)，四点法或反九点法比较有利；吸水指数与采油指数接近的油田(即m=1左右)，采用五点法比较适合。

按照不同的吸水指数与产油指数的比值(m)，作出和n的关系曲线，如图1所示。统计B区块Ⅰ+Ⅱ层系目前平均米采液指数为0.023 1 m3/(d·MPa·m)，平均米吸水指数为0.036 1 m3/(d·MPa·m)，即m值为0.64；根据m值查图得Ⅰ+Ⅱ层系的n值等于4.6，即B区块Ⅰ+Ⅱ层系应采用四点法或五点法面积注水井网比较合适。因此，本次小井距先导试验采用不规则四点法或五点法注采井网形式。

2.3.2 小井距调整井距研究

目前B区块Ⅰ+Ⅱ油组注采井距260 m是按初期平均渗透率19.9 mD设计的，针对非主力层平均渗透率8.81 mD左右显然注采井距偏大，注采井之间难以建立压力驱动体系[13]。

(1)据启动压力梯度计算注采极限井距。

通过对B区块室内实验启动压力梯度的研究表明，当渗透率小于10 mD时，其启动压力梯度比高于10 mD的启动压力梯度大一个级别；当渗透率为1～10 mD时，启动压力梯度平均为0.061 12 mD/m(图2)。

应用渗流力学理论分析水动场[14]可以发现以下规律：①当存在等产量一源一汇稳定径向流时，各流线中主流线上的渗流速度为最大。②在同一流线上，与汇、源距离相等的地方渗流速度最小。③油井与注水井的连线为主流线，在主流线中间处的渗流速度为最小，压力梯度也最小。当中间处的压力梯度大于启动压力梯度时，其液体便开始流动[15]。

由产量公式推导出主流线中点处的压力梯度为：

(4)

式中ph——注水井井底流压，MPa；

pw——采油井井底流压，MPa；

R——注采井距，m；

rw——井筒半径，m。

根据B区块Ⅰ+Ⅱ油组目前的实际生产情况，ph-pw为45 MPa；当渗透率为8.81 mD时，启动压力为0.061 MPa/m；取井筒半径rw为0.063 m。计算B区块Ⅰ+Ⅱ油组非主力层极限井距为184 m。

(2)压力恢复测试解释调查半径。

根据B区块压力恢复测试解释成果，得到探测半径与有效渗透率的关系为：Re=83.735·Ke0.378 6(图3)。

根据B区块Ⅰ+Ⅱ油组压力恢复测试解释成果(表5)计算平均有效渗透率为1.027 mD，由图3计算B区块Ⅰ+Ⅱ油组泄油半径为84 m左右，即注采井距为168 m左右。

表5 B区块Ⅱ油组压力恢复测试解释成果Table 5 Pressure build-up test interpretation results of B block Ⅱ oil group

2.3.3 合理经济极限井距的计算

从经济上考虑，当加密井增加可采储量的经济价值大于加密井的总投入时，加密井在经济上是合理的，当两者相等时，即是井网密度的经济界限。井网密度的经济界限可通过单井控制地质储量经济极限除以单位面积地质储量得出，具体计算公式[16]为：

(5)

式中ER——原油采收率，小数；

No——原油地质储量，104t；

Ao——含油面积，km2。

通过该式计算得到B区块不同油价下不同层系的经济界限井网密度(表6)。B区块为不规则五点形井网，可折合成不同油价下的井距界限(表7)。

表6 B区块不同油价下井网密度界限计算表Table 6 Calculating table of well pattern density limit under different oil prices in B block

表7 B区块不同油价下极限井距计算表Table 7 Calculation table of well limit spacing under different oil prices in B block

由以上数据可看出，B区块Ⅰ+Ⅱ油组在油价为60 $/bbl的情况下，经济极限井网密度为28.42 well/km2，折合井距为188 m。而目前B区块井网密度为14.7 well/km2，平均井距在260 m左右，井网加密调整仍有进一步完善的余地。

综上所述，B区块Ⅰ+Ⅱ油组技术极限井距为184 m，经济极限井距为169～188 m，而实际注采井距为260 m，仍具有进一步加密调整的余地。因此小井距试验井网形式确定为不规则四点法或五点法面积注水井网[17]，井距确定为150～200 m(表8)。

表8 井网形式及井距最终论证Table 8 Form of well pattern and final demonstration of well spacing

3 小井距部署和实施效果

3.1 小井距部署原则

B区块Ⅰ+Ⅱ油组通过利用老井进行了小井距先导试验，主要是为了解决B区块Ⅰ+Ⅱ油组非主力层注水井注不进水的矛盾，补充地层能量，减缓层间矛盾，改善开发效果，同时尽可能做到少投入多产出，力争取得较好的经济效益。

为了有效挖掘剩余油潜力[18-19]，提高油田最终采收率，制定了小井距部署原则：由于油藏整体调整需要打的新井数量较多，投资比较大，因此要在开展小井距先导试验的基础上：①采用整体部署、分步实施的原则，以提高加密调整效果[20]；②小井距先导试验区选择在位置构造相对简单、裂缝不发育的区域；③全部利用老井构成先导试验区，井网形式为四点法或五点法；④为了达到先导试验的目的，试验井组分别采取不同注采井距进行试验，注采井距为120～220 m；⑤设计采油井区域，采出程度低，剩余油相对富集；⑥转注井井况良好，无潜力层[21-22]。

3.2 小井距先导试验部署和实施效果

根据试验方案部署指导思想和原则，为了减少风险，先采取全部利用老井开展小井距先导试验[23]，在整体部署的基础上选取3个井组——宝1327井组、宝1324井组、宝1315井组作为先导试验井组。小井距先导试验部署，利用Ⅲ油组井返层1口(宝1324井)，老井转注4口(宝1219井、宝1415、宝1321、宝3-7)，利用老注水井4口，形成3个井组小井距先导试验(图4)。

3.3 小井距先导试验实施效果分析

小井距先导试验中宝1315试验井组井距注采为120～145 m，宝1415井与宝1219井日注水分别达到10 m3和 20 m3。转注30 d后对应中心采油井宝1315井产量从2.6 t上升到7.2 t，且保持半年之久，转注后截至2018年10月已累计增油9 979.9 t，开发效果显著。

B1324试验井组利用Ⅲ油组注水井宝1324井上返作为中心采油井，转注老井宝1321井、宝3-7井，并利用原注水井宝1222井和宝4-7井，形成五点法注采井网实施小井距试验，井距为175～260 m。B1324井转采后，地下严重亏空，量油不出。

B1327井组以原采油井1327为中心，转注老井宝1321井，并利用老注水井3口——宝1323、宝1310井和宝4-7井(暂时停注)，形成五点法注采井网，注采井距为150～180 m，实施小井距试验。B1327井组效果一般，试验井组转注后累积产油1 207.3 t，注水半年后见水产量从2.4 t降至1 t以下，中含水。

小井距先导试验井组合计增油8 186.9 t，宝1315井组效果显著。3个小井距先导试验的现场实施效果说明在宝北Ⅰ+Ⅱ油组油层连通较好、剩余油相对富集区开展小井距试验能有效改善该区开发效果，可推广应用，建议最佳注采井距为120～200 m。

4 结论

通过对宝浪油田B区块开展小井距可行性论证及现场先导试验，研究了最佳井距，现场实施了不同井距下的3个先导试验井组。结合现场生产效果，得出以下结论：

(1)B区块Ⅰ+Ⅱ层系小井距先导试验采用不规则四点法或五点法面积注水井网形式比较合适。

(2)B区块Ⅰ+Ⅱ油组非主力层由于井距较大，注采不能建立压力驱动体系，在既有注采井网条件下，进一步提高剩余储量动用程度的难度大，建议采用小井距开发，井距缩小至120～200 m，先导试验效果显著，表明小井距注水开发技术在低渗老区挖潜是可行的[24]。