王 林，仲廣軍

（中國石油化工股份有限公司江蘇油田分公司試采一廠，江蘇江都 225265）

1 低滲油藏確定合理井網(wǎng)密度

1.1 合理的井網(wǎng)密度是提高低滲油藏采收率的核心因素

俞啟泰經(jīng)驗(yàn)公式：

根據(jù)俞啟泰經(jīng)驗(yàn)公式，最為敏感的因素是滲透率變異系數(shù)，其次依次為：油水粘度比、空氣滲透率、有效厚度、井網(wǎng)密度、油層溫度。

從油田實(shí)際狀況來看，低滲油藏采收率與井網(wǎng)密度同樣存在明顯的相關(guān)性，總的看來，無論是從國內(nèi)外前人的研究成果，還是從中石化及油田礦場實(shí)際狀況，對于低滲油藏來說，合理的井網(wǎng)密度是提高其采收率的核心因素。

圖1 水驅(qū)控制程度與井網(wǎng)密度關(guān)系

1.2 低滲油藏井網(wǎng)密度與水驅(qū)控制程度及采收率的關(guān)系

北京勘探開發(fā)研究院根據(jù)我國實(shí)際資料，回歸分析出不同類型油藏井網(wǎng)密度與水驅(qū)控制程度的關(guān)系。

可以看出，在相同井網(wǎng)密度10口/平方千米的情況下，對于條件好的I類油藏水驅(qū)控制程度可以達(dá)到88%，而對于V類油藏水驅(qū)控制程度只有36%。

表1 不同類別油藏水驅(qū)控制程度與井網(wǎng)密度關(guān)系表

根據(jù)礦場經(jīng)驗(yàn)，要取得好的開發(fā)效果，一般水驅(qū)控制程度要達(dá)到80%以上，要達(dá)到這一要求，對于I類油藏來說井網(wǎng)密度僅要求5口/平方千米、450 m井距，而對于V類油藏來說井網(wǎng)密度要求達(dá)到50口/平方千米、140 m井距。當(dāng)井網(wǎng)密度為10口/平方千米時，I類油藏采收率可達(dá)到49%，而V類油藏采收率僅為14%；要達(dá)到30%的采收率，I類油藏只需要2.8口/平方千米的井網(wǎng)密度，而V類油藏需要35口/平方千米的井網(wǎng)密度?？梢?，要取得好的水驅(qū)控制程度及水驅(qū)采收率，相對中高滲油藏來說，低滲油藏需要更大的井網(wǎng)密度、更小的注采井距。

1.3 本廠低滲油藏的合理井網(wǎng)密度

根據(jù)流度劃分，本廠低滲油藏基本屬于IV類油藏，個別屬于V類油藏（如徐家莊E2d1）。對于IV類油藏，要想水驅(qū)控制程度達(dá)到70%，則井網(wǎng)密度應(yīng)達(dá)到17.2口/平方千米左右、井距240 m；要想水驅(qū)控制程度達(dá)到80%，則井網(wǎng)密度應(yīng)達(dá)到23.8口/平方千米左右、井距205 m。而從本廠低滲油藏目前實(shí)際情況來看，平均井網(wǎng)密度僅為6.79口/平方千米，除陳堡E1f1及沙埝E1f2+1井網(wǎng)密度達(dá)到11~12口/平方千米、采收率超過20%外，其余單元采收率均低于18%。

對比本油田礦場實(shí)際數(shù)據(jù)與理論計算數(shù)據(jù)，數(shù)據(jù)是基本吻合的，井網(wǎng)密度達(dá)到10口/平方千米左右時水驅(qū)控制程度基本在50%左右，說明該方法在本油田低滲砂巖油藏具有良好的適用性。

表2 部分低滲油藏現(xiàn)井網(wǎng)下最終波及系數(shù)測算表

考慮到本油田斷塊小、難以采取面積井網(wǎng)的實(shí)際情況，初步設(shè)想本油田低滲油藏水驅(qū)控制程度的合理工作目標(biāo)是70%（井網(wǎng)密度17口/平方千米、采收率30%左右），則陳堡E1f1及沙埝E1f2+1目前井網(wǎng)密度距技術(shù)合理井網(wǎng)密度差距是5口/平方千米左右，其余低滲油藏的差距是10口/平方千米左右。

總的看來，對于低滲油藏而言，井網(wǎng)密度對提高其水驅(qū)控制程度及采收率具有特別重要的意義，結(jié)合本油田低滲油藏實(shí)際狀況，從技術(shù)角度考慮，目前的井網(wǎng)總體偏稀需要實(shí)施加密。

2 國內(nèi)外低滲油藏加密井網(wǎng)的成功實(shí)例

2.1 華北留路油田留17塊

留17塊儲層平均滲透率43×10-3μm2，原采用300 m井距開發(fā)，雖實(shí)施了壓裂酸化等多種措施，但效果一直不理想，年采油速度維持在0.5%~0.6%左右，油田生產(chǎn)管理十分困難。1989年開展了以井網(wǎng)加密為核心的綜合調(diào)整，將井距由原來的300 m調(diào)整為150~200 m，取得了突出的調(diào)整效果。調(diào)整后，單元水驅(qū)控制程度從49.6%上升到81.3%，單井日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量是調(diào)整前的2倍，單井日注水量是調(diào)整前的3倍，單元日產(chǎn)油量是調(diào)整前的3.6倍。調(diào)整后不僅采油井單井日產(chǎn)油水平有明顯上升，而且注水井單井日注水平也有了大幅度的上升。

可見，由于加密井網(wǎng)后，注采井距明顯減小，使得注采井間壓力傳導(dǎo)的損耗大幅度下降，一方面采油井更好地見到了注水效果，另一方面有效緩解了注水井井筒附近憋壓的狀況，使得注水井日注能力大幅度上升，這一點(diǎn)對于本油田部分反復(fù)增注都未見到明顯效果的單元具有重要的借鑒意義。

2.2 加拿大帕賓那油田卡迪姆砂巖油藏

該油藏屬于低滲透砂巖油藏，儲層平均滲透率24×10-3μm2，原采用反九點(diǎn)法及五點(diǎn)法注水開發(fā)，測算水驅(qū)采收率20.6%。1985-1989年間實(shí)施加密井33口，加密后井距在170 m左右，通過壓力監(jiān)控，證實(shí)加密井與周邊原生產(chǎn)井沒有壓力干擾現(xiàn)象，說明由于該油藏滲透率低，單井控制泄油面積很小，而加密井控制的泄油面積實(shí)際上是原生產(chǎn)井所無法控制的。據(jù)測算，該油藏33口加密井平均單井增加經(jīng)濟(jì)可采儲量10 930 m3，合計增加經(jīng)濟(jì)可采儲量360 000 m3。調(diào)整前油藏日產(chǎn)油295 m3，年收益190萬美元；調(diào)整后日產(chǎn)油500 m3，調(diào)整井投資已在1989年6月前收回，收回投資后每年凈收益555萬美元。

2.3 江蘇沙埝油田沙7塊

沙7斷塊儲層平均滲透率40×10-3μm2，初期部署油水井15口，井網(wǎng)密度6.52口/平方千米，注采井距350~500 m，注采井?dāng)?shù)比0.25。投產(chǎn)3年后采油井仍未見到注水效果，油井產(chǎn)液能力逐步下降，日產(chǎn)油水平由初期的104.8 t下降至1999年6月的50.8 t。為改善該塊注水開發(fā)效果，1999年起對該塊實(shí)施綜合調(diào)整，有效扭轉(zhuǎn)了其開發(fā)態(tài)勢，通過調(diào)整，一方面使得該塊由遞減態(tài)勢轉(zhuǎn)變?yōu)榉€(wěn)產(chǎn)態(tài)勢，另一方面大幅度提高了該油藏的采收率。

3 現(xiàn)井網(wǎng)下低滲油藏剩余油潛力分析

3.1 注采井距過大、難以建立有效驅(qū)替壓差，油藏處于彈性開發(fā)狀態(tài)

從本廠低滲油藏開發(fā)現(xiàn)狀來看，真武E2d1、曹莊E2d1、富民 E2d1、徐家莊 E2d1主體、聯(lián)西主體、沙 19 E1f2+1下層系目前基本沒有見到注水效果，處于一次采油狀態(tài)，這些單元合計動用儲量995×104t，如果通過落實(shí)儲層及構(gòu)造、完善井網(wǎng)、縮短井距后將采收率提高7%，則可增加可采儲量69.7×104t。

3.2 開發(fā)井段過長、層間矛盾突出，非主力層儲量動用狀況差

根據(jù)研究，低滲單元注水井吸水強(qiáng)度變異系數(shù)與射開厚度有明顯的正相關(guān)關(guān)系，也就是說射開厚度越大、吸水越不均勻。

從本廠低滲單元開發(fā)現(xiàn)狀來看，扣除注水未見效的995×104t動用儲量，其余注水見效的1 538×104t動用儲量（主要分布在發(fā)2E1f2+1、沙埝E1f2+1及陳堡E1f1）的平均層間矛盾的程度與陳2E1f1類似，也就是說這1538×104t動用儲量中約有40.8%的動用儲量實(shí)際處于基本不出力或出力很少的狀態(tài)。如果通過調(diào)整，使這部分非主力儲量的采收率提高15%，則可新增可采儲量 94.1×104t。

3.3 平面上儲量動用存在一定程度的不均勻

從目前本廠低滲油藏礦場實(shí)踐來看，目前平面矛盾相對突出的包括沙20東、沙26、沙7三個單元，合計動用儲量562×104t，按平面矛盾導(dǎo)致20%的水驅(qū)控制程度損失計算，有112.4×104t儲量未能控制，若通過治理將這部分儲量控制，新控制儲量按20%的采收率計算，則可新增可采儲量22.5×104t。

根據(jù)上述剩余油潛力分析，提出本廠低滲油藏的治理目標(biāo)：通過以加密為主，結(jié)合細(xì)分、壓裂等手段的治理，將全廠低滲油藏的采收率由目前的22.7%提高到28%左右，其中沙埝E1f2+1及陳堡E1f1采收率提高到30%以上，其余提高至26%左右。

4 低滲油藏井網(wǎng)加密的經(jīng)濟(jì)效益分析

以發(fā)2塊為例：發(fā)2塊埋深2 250 m，探明含油面積1.0 km2，動用儲量 112×104t，現(xiàn)井網(wǎng)密度 6.67 公頃/井，井網(wǎng)指數(shù)0.104。通過實(shí)施加密井，縮短注采井距，挖掘低部位剩余油，加密后注采井距縮短至150 m，相信油井見效狀況及注水井吸水狀況可得到明顯改善。測算采收率可提高至26.9%，平均每口調(diào)整井新增可采儲量 1.1×104t，投入產(chǎn)出比 1:2.5。

通過上例的分析可以看出，對于埋深2 300 m左右的低滲油藏實(shí)施合理加密一般可以取得1:2.5~1:3的投入產(chǎn)出比，即使對于埋深達(dá)到3 300 m的低滲油藏實(shí)施合理加密也可以取得1:1.6左右的投入產(chǎn)出比，總的看來，低滲油藏實(shí)施合理加密井網(wǎng)不僅在技術(shù)上是可行的，而且在經(jīng)濟(jì)上也是有利可圖的。

5 結(jié)論及建議

（1）低滲油藏技術(shù)上合理的井網(wǎng)密度要遠(yuǎn)高于中高滲油藏，根據(jù)本油田低滲油藏實(shí)際狀況，提出本油田低滲油藏合理井網(wǎng)密度在17口/平方公里左右（水驅(qū)控制程度70%，采收率30%），而目前本油田低滲油藏實(shí)際井網(wǎng)密度距技術(shù)合理井網(wǎng)密度仍有相當(dāng)差距（沙埝E1f2+1及陳堡E1f1差距在5口/平方公里左右，其余差距在10口/平方公里左右），并因此產(chǎn)生了諸多難以克服的矛盾。

（2）國內(nèi)外低滲油藏加密的成功實(shí)例表明，低滲油藏合理加密，一方面可以控制原井網(wǎng)無法控制的可采儲量，另一方面可以有效減少壓力傳導(dǎo)損耗、減輕注水井井底憋壓的狀況。

（3）對于本廠真武 E1d1、富民 E2d1、曹莊 E2d1等埋藏較深的油藏，應(yīng)加強(qiáng)構(gòu)造及儲層的研究，盡快實(shí)施調(diào)整工作量。

[1]李道品.低滲透砂巖油田開發(fā)[M].北京：石油工業(yè)出版社,1997.

[2]曹任義，程林松，等.低滲透油藏井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整研究[J].西南石油學(xué)報，2007，29（4）：67-69.

[3]周錫生，李艷華，等.低滲透油藏井網(wǎng)合理加密方式研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2000，19（5）：20-23.