路永萍 王學(xué)立 范衛(wèi)紅 吳金鳳 王賀強(qiáng) 李紅敏 李小園 王海霞 賀紹娟

（大港油田公司第三采油廠，河北 滄縣 061035）

超小井距在復(fù)雜斷塊油藏后期注水開發(fā)中的應(yīng)用

路永萍 王學(xué)立 范衛(wèi)紅 吳金鳳 王賀強(qiáng) 李紅敏 李小園 王海霞 賀紹娟

（大港油田公司第三采油廠，河北 滄縣 061035）

棗園油田棗南孔一段油藏主要含油層位為孔一段的棗IV、V油組，油層平均有效厚度為58.3 m/19層；斷塊內(nèi)有17條斷層，劃分為9個(gè)斷塊區(qū)，平均斷塊面積為0.19 km2。油層連通差，儲(chǔ)層物性變化大，平面上注水井吸水狀況不均衡，位于構(gòu)造邊部的采油井見不到注水效果，表現(xiàn)為低能低產(chǎn)，剩余油的潛力無法動(dòng)用。通過室內(nèi)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)和理論公式計(jì)算得出，棗南孔一段油藏構(gòu)造邊部相對(duì)低滲區(qū)的合理井距為75 m；應(yīng)用概率公式法、經(jīng)驗(yàn)公式法及采收率－井網(wǎng)密度關(guān)系，計(jì)算平均井距75 m時(shí)井網(wǎng)水驅(qū)控制程度分別達(dá)到88.5%和89.6%，可提高最終采收率2.12%。超小井距注水首先在3個(gè)井組進(jìn)行先導(dǎo)性試驗(yàn)，累計(jì)增油1 337 t，然后又在5個(gè)井組進(jìn)行推廣，受益油井產(chǎn)油量由39.1 t·d－1上升到54.7 t·d－1，增油15.6 t·d－1，累計(jì)增油2 172 t，預(yù)測(cè)油藏最終采收率從30.2%提高到31.3%。

超小井距；棗南孔一段；合理井距；水驅(qū)控制程度；實(shí)施效果

棗南孔一段位于黃驊凹陷南部孔店構(gòu)造帶上的風(fēng)化店構(gòu)造南翼，為一復(fù)雜斷塊復(fù)式構(gòu)造油氣藏。該油藏自1984年投入開發(fā)以來，歷經(jīng)小井距加密、細(xì)分開發(fā)層系、提液高速開發(fā)、綜合調(diào)整治理、產(chǎn)量遞減等開發(fā)階段，受油水井井況變差、斷塊中部注采矛盾嚴(yán)重、斷塊邊部低能低產(chǎn)井等因素的制約，油藏開發(fā)效果日趨變差。主要表現(xiàn)為：1）斷塊邊部出現(xiàn)有井無網(wǎng)的狀況，油井產(chǎn)量逐漸降低。棗南孔一段套變、套損井104口，占油水井總數(shù)（226口）的46.0%，由于油水井的停產(chǎn)停注，注采井網(wǎng)遭受破壞，致使位于斷塊邊部的低能低產(chǎn)井越來越多，統(tǒng)計(jì)棗南孔一段產(chǎn)油量小于2 t·d-1的油井有28口，占該油藏開井?dāng)?shù)的26.4%；這28口井總產(chǎn)油量33.5 t·d-1，占該油藏總產(chǎn)量的8.78%。2）注采井網(wǎng)適應(yīng)性變差。隨著油藏認(rèn)識(shí)程度的提高，原有注采井網(wǎng)與實(shí)際情況匹配性差，造成實(shí)際生產(chǎn)中注采井網(wǎng)不完善。3）注水水驅(qū)方向性強(qiáng)［1］。受沉積環(huán)境影響，一方向含水上升快，另一方向井見效差，油井低能低產(chǎn)，單井剩余可采儲(chǔ)量難以有效挖掘。為了改善油藏開發(fā)效果，提高斷塊邊部低能低產(chǎn)井的開發(fā)水平，立足現(xiàn)實(shí)狀況，開展了“超小井距注水，井網(wǎng)調(diào)整挖潛”的深化地質(zhì)研究和先導(dǎo)試驗(yàn)工作，并取得了一定效果。

1 油藏特征及存在問題

1.1 棗南孔一段油藏特征

棗園油田棗南孔一段位于風(fēng)化店構(gòu)造南翼，含油面積4.4 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1 906×104t，主要含油層位為孔一段的棗Ⅳ、Ⅴ油組，油層埋深1 690～2 100 m，其中棗Ⅳ油組細(xì)分為Ⅳ1—Ⅳ7共7個(gè)小層，棗Ⅴ油組細(xì)分為Ⅴ1—Ⅴ13共13個(gè)小層，油層平均有效厚度為58.3 m/ 19層；斷塊內(nèi)有17條斷層，其中二級(jí)斷層1條，三級(jí)斷層10條，四級(jí)斷層6條，主要包括棗2、棗43、棗1270和棗1281等8個(gè)斷塊。各自然斷塊中，含油面積最大的棗2斷塊為0.56 km2，最小的1266-2斷塊為0.03 km2，平均斷塊面積為0.19 km2，油層平均孔隙度22.4%，平均空氣滲透率165×10-3μm2，滲透率變異系數(shù)0.69～0.76，在各斷塊中油層的高滲區(qū)一般在其構(gòu)造的高部。

同時(shí)，研究結(jié)果表明，斷塊平面上的油層物性分布特征與其所在部位的沉積微相關(guān)系明顯，處于不同沉積微相帶的油層滲透率級(jí)別不同，位于辮狀河道、心灘沉積相帶的滲透率為70×10-3μm2，而處于漫流沉積的滲透率為40×10-3μm2。地面條件下原油密度0.892 5 g·cm－3，黏度114.2 mPa·s，凝固點(diǎn)32℃，含蠟量20.6%，膠質(zhì)瀝青質(zhì)量分?jǐn)?shù)27.8%。室內(nèi)相滲實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，棗南孔一段油層油水相對(duì)滲透率曲線類型屬于弱親水型，曲線交點(diǎn)的含水飽和度為0.6，油水二相共滲區(qū)在0.385左右，驅(qū)油效率一般在35%～86%。

1.2 油藏開發(fā)中存在問題

棗南孔一段油藏1984年以212 m井距、三角形井網(wǎng)投入開發(fā)，于1985年4月注水；1986年，針對(duì)棗1281、1270斷塊油層厚度大、動(dòng)用狀況差的情況，以212 m井距、三角形井網(wǎng)實(shí)施了細(xì)分開發(fā)層系調(diào)整；1997—2007年進(jìn)行局部調(diào)整、綜合治理，到2007年12月，采油井總數(shù)135口，開井106口，產(chǎn)油量381 t·d-1，綜合含水率89.38%，采油速度0.65%，采出程度26.02%；注水井總數(shù)91口，開井61口，注水量3 281 m3·d-1，月注采比0.89，累計(jì)注采比1.32。油藏在開發(fā)過程中，油層連通差，儲(chǔ)層物性變化大，平面上注水井吸水狀況不均衡。統(tǒng)計(jì)32口注水井歷年注水情況，投注后注水量始終低于50 m3·d－1、累計(jì)注水量低于5×104m3的井有17口，占53.1%（其中投注后長(zhǎng)期注不進(jìn)水的井5口）；平均注水量高于150 m3·d－1、累計(jì)注水量高于10×104m3的井有6口，占18.8%；可按配注指標(biāo)執(zhí)行注水的井有9口，占25.1%。位于構(gòu)造邊部的采油井見不到注水效果，表現(xiàn)為低能低產(chǎn)，剩余油的潛力無法動(dòng)用。

2 超小井距開發(fā)分析

2.1 適應(yīng)性分析

2.1.1 超小井距可以提高水驅(qū)控制程度

油、水井連通厚度占總鉆遇厚度的比值稱為水驅(qū)控制程度。井網(wǎng)水驅(qū)控制程度的概率法計(jì)算公式［2］為

式中：δ為井網(wǎng)密度，口·km－2。

加密前棗南孔一段油藏地質(zhì)儲(chǔ)量1 906×104t，采油井開井106口，注水井開井61口，注采井?dāng)?shù)比1∶1.738，利用概率法和經(jīng)驗(yàn)公式法計(jì)算井網(wǎng)水驅(qū)控制程度分別為72.6%和71.2%。如果棗南孔一段油藏平均井距縮小到75 m，則計(jì)算出井網(wǎng)水驅(qū)控制程度分別為88.5%和89.6%。

2.1.2 超小井距可以提高驅(qū)油效率

從實(shí)驗(yàn)可以看出［3-4］：隨著驅(qū)動(dòng)壓力梯度的升高，被動(dòng)用的孔隙不斷擴(kuò)大，采用壓力梯度0.029 MPa·cm－1驅(qū)替后，含油孔徑分布范圍為5～10 μm。壓力梯度達(dá)到0.067 MPa·cm－1時(shí)，含油孔徑分布范圍縮小到0.02～5 μm，原油驅(qū)油效率逐漸增加，但驅(qū)油效率增加的幅度有逐漸減小的趨勢(shì)，當(dāng)壓力梯度增加到某一值后，再增加壓力梯度，其驅(qū)油效率不再增加，也就是說，水驅(qū)油時(shí)存在一個(gè)極限壓力梯度，而且不同的孔隙結(jié)構(gòu)具有不同的極限壓力梯度。

2.1.3 超小井距可以提高最終采收率

采收率與井網(wǎng)密度有如下關(guān)系：

式中：ER為采收率；Ed為驅(qū)油效率；a為常數(shù)。

式中：λ為水驅(qū)控制程度；ε為注采井?dāng)?shù)比；c0為油砂體面積，m2；d為平均井距，m；ψ為井網(wǎng)系統(tǒng)單井控制面積與井距平方間的換算系數(shù)。

井網(wǎng)水驅(qū)控制程度的經(jīng)驗(yàn)公式［1］為

在注采井?dāng)?shù)比一定的條件下，最終采收率隨井網(wǎng)密度的增加而增大，但當(dāng)達(dá)到某一值后，隨著井網(wǎng)密度增大，最終采收率變化不再明顯。利用該方法計(jì)算棗南孔一段斷塊邊部低能低產(chǎn)井井距為75 m時(shí)，具有提高采收率2.12%的潛力。

2.2 可行性分析

2.2.1 技術(shù)井距的確定

以天然巖心進(jìn)行室內(nèi)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)［5］，溫度為25℃，流體采用抽真空煤油，用氮?dú)鈱⒚河屯迫藥r心，通過調(diào)節(jié)氮?dú)馄砍隹趬毫砜刂茙r心兩端的驅(qū)替壓差。實(shí)驗(yàn)基本原理是利用“壓差－流量”關(guān)系，改變巖心兩端壓差并測(cè)量流體通過巖心的流速來求得“壓差－流量”關(guān)系曲線，從而利用曲線斜率在壓差坐標(biāo)軸上的截距來求取巖心的啟動(dòng)壓力梯度，建立啟動(dòng)壓力梯度的理論圖版，巖心滲透率越小，對(duì)應(yīng)的啟動(dòng)壓力梯度值就越大，當(dāng)巖心滲透率降低到一定值后，隨著滲透率降低，啟動(dòng)壓力梯度急劇上升?？梢妼?duì)于低滲透油田，地層平均滲透率對(duì)啟動(dòng)壓力梯度的影響非常顯著。通過理論圖版計(jì)算，棗南孔一段油藏合理驅(qū)動(dòng)壓力梯度為0.011 5 MPa·cm－1。

滲流速度與壓力梯度分為非線性段和擬線性段兩部分，單位黏度最小啟動(dòng)壓力梯度與滲透率的關(guān)系為［6］

單位黏度臨界驅(qū)替壓力梯度與滲透率的關(guān)系為

式中：Δp/L為壓力梯度，MPa·cm－1；μ為流體黏度，mPa·s；K為滲透率，10-3μm2。

某種流體在一定物性的儲(chǔ)集層中滲流時(shí)，隨著壓力梯度的增大，會(huì)出現(xiàn)3種不同的滲流狀態(tài)：當(dāng)驅(qū)替壓力梯度小于最小啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，流體不流動(dòng)；當(dāng)驅(qū)替壓力梯度大于臨界驅(qū)替壓力梯度時(shí)，流體處于易流狀態(tài)；當(dāng)驅(qū)替壓力梯度介于二者之間時(shí)，流體處于低速高阻不易流狀態(tài)［7］。棗南孔一段油藏構(gòu)造邊部滲透率取45×10-3μm2，通過公式（4）、（5），計(jì)算臨界驅(qū)動(dòng)壓力梯度為0.011 8 MPa·cm－1，根據(jù)實(shí)驗(yàn)和理論計(jì)算出相應(yīng)的技術(shù)井距為75 m。

2.2.2 合理注水強(qiáng)度的確定

注水強(qiáng)度與注采井距的關(guān)系可用下式表示［8］：

式中：qi為單井注水量，m3·d－1；h為注水厚度，m；m為注采比；pwf為采油井井底流動(dòng)壓力，MPa；pj為注水井井底流動(dòng)壓力，MPa；Rw為注采井距，m；Rwo為注水井井徑，m；Kw為水相滲透率，10-3μm2；fw為綜合含水率，%。

根據(jù)式（6），計(jì)算出棗南孔一段75 m井距下合理的注水強(qiáng)度為0.63 m3·m－1·d－1。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

棗南孔一段油藏超小井距注水開發(fā)于2007年12月在3個(gè)井組進(jìn)行了先導(dǎo)性試驗(yàn)，轉(zhuǎn)注3口井，平均單井注水量45 m3·d－1，實(shí)施后平均注水壓力從16.4 MPa下降到10.5 MPa，累計(jì)增油1 337 t。如棗1281-5井轉(zhuǎn)注后，井距縮小到60 m，初期注水量60 m3·d－1，注水強(qiáng)度 0.66 m3·m－1·d－1，井組注采比 1.24，對(duì)應(yīng)油井棗1280-4增油量3.83 t·d-1，動(dòng)液面從1 615 m到1 316 m，累計(jì)增油1 020 t。

由于先導(dǎo)試驗(yàn)井組取得較好的注水開發(fā)效果，繼續(xù)在低能低產(chǎn)井區(qū)推廣應(yīng)用超小井距注水，轉(zhuǎn)注5口井，注采井距最小65 m，平均注采井距80 m。5個(gè)井組11口受益油井均見到一定效果，產(chǎn)油量由39.1 t·d－1上升到54.7 t·d－1，增油量15.6 t·d-1，累計(jì)增油2 172 t。實(shí)施小井距開采8個(gè)井組累計(jì)增油3 509 t（見表1）。應(yīng)用水驅(qū)特征曲線，預(yù)測(cè)水驅(qū)采收率由 30.2%提高到31.3%，增加1.1%。

表1 棗南孔一段油藏超小井距注水效果

4 結(jié)論

1）通過計(jì)算和實(shí)際應(yīng)用，超小井距注水強(qiáng)度不宜過大，合理的注水強(qiáng)度控制在0.63 m3·m－1·d－1。

2）超小井距注水開發(fā)，為提高油藏邊部低能低產(chǎn)井組開發(fā)水平提供了借鑒意義。

3）由于棗南孔一段油藏油層井段長(zhǎng)，部分井組油層動(dòng)用程度有所降低，因此，建議多層系油藏超小井距注水開發(fā)考慮細(xì)分層注水和簡(jiǎn)化層系開發(fā)。

4）棗南孔一段油藏為普通流體，超小井距還應(yīng)更適應(yīng)于稠油油藏，使稠油流體分子結(jié)構(gòu)破壞，但應(yīng)充分考慮注采井網(wǎng)的布置，避免注入水快速錐進(jìn)。

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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年畢業(yè)于大港石油學(xué)校，2007年獲得中國(guó)石油大學(xué)采油工程大專學(xué)位，從事儀表管理和油田開發(fā)工作。電話：（022）25941324。

（編輯 趙衛(wèi)紅）

1005-8907（2010）05-589-04

路永萍，王學(xué)立，范衛(wèi)紅，等.超小井距在復(fù)雜斷塊油藏后期注水開發(fā)中的應(yīng)用［J］.斷塊油氣田，2010，17（5）：589-592.

Lu Yongping，Wang Xueli，F(xiàn)an 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.