摘要：史深100斷塊自1994年投入開發(fā)，1995年在進(jìn)行注水先導(dǎo)實驗的基礎(chǔ)上，按400×283m的反九點面積井網(wǎng)整體進(jìn)行注水開發(fā)，主體區(qū)塊連續(xù)9年產(chǎn)能規(guī)模保持在12×104t。但現(xiàn)階段主體老區(qū)未能按原方案設(shè)計要求全面轉(zhuǎn)五點井網(wǎng)，由于油水井井況惡化，井網(wǎng)完善程度差，導(dǎo)致史深100主體老區(qū)注采井網(wǎng)適應(yīng)性變差，嚴(yán)重影響了油藏潛力的發(fā)揮。

關(guān)鍵詞：低滲透油藏；油水井；層系調(diào)整

中圖分類號：P618 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1009-2374（2014）03-0097-02

史南油田史深100塊沙三中段低滲透油藏自1994年投入開發(fā)，1995年按400×283m的反九點面積井網(wǎng)整體轉(zhuǎn)注，歷經(jīng)14年的滾動勘探開發(fā)，取得了較好的開發(fā)效果。但隨著挖潛調(diào)整的深入，史深100主體老區(qū)油水井受長期的反復(fù)改造、高壓注水等因素影響，導(dǎo)致井況惡化、井網(wǎng)適應(yīng)性變差，地層能量持續(xù)下降等一系列注采開發(fā)矛盾，嚴(yán)重影響了油藏潛力的發(fā)揮。為進(jìn)一步提高油田開發(fā)水平，有必要對該油藏開發(fā)方案調(diào)整對策進(jìn)行研究，制定有針對性、適應(yīng)性的開發(fā)調(diào)整對策，用于指導(dǎo)今后史深100斷塊的開發(fā)。

1 層系調(diào)整可行性研究

1.1 局部區(qū)域中1、中2砂組均具有一定的物質(zhì)基礎(chǔ)

根據(jù)中1砂組、中2+3砂組在儲層中部F2斷層兩側(cè)中1砂組、中2+3砂組油層厚度均在10m以上，計算區(qū)域面積2.48km2，細(xì)分層系后，各層系主力層突出，具有一定的油層厚度和剩余可采儲量。中1段平均油層厚度10.1m，主力層主要為中14、地質(zhì)儲量175.0×104t，目前剩余儲量豐度63.6×104t/km2，剩余可采儲量23.9×104t；中2+3段平均油層厚度14.9m，主力層主要為中21、地質(zhì)儲量267.1×104t，目前剩余儲量豐度88.7×104t/km2，剩余可采儲量29.1×104t。

1.2 儲層物性較好，隔夾層穩(wěn)定分布

細(xì)分層系區(qū)域主要為主力層中14、中21儲層發(fā)育核部，沉積微相屬于水道微相帶上，區(qū)域內(nèi)儲層物性相對較好，平均空隙度19.4%，滲透率13.6×10-3μm2。另外，根據(jù)儲層特征研究成果，史深100斷塊砂層組之間隔層分布穩(wěn)定，中1段和中2段之間平均隔層厚度為36.5m。

1.3 各層系均具有一定的產(chǎn)能

根據(jù)投產(chǎn)或改層單采中14小層或中21小層的油井生產(chǎn)情況分析各層系均具有一定的產(chǎn)能，統(tǒng)計投產(chǎn)或改層單采中14小層的油井有10口，平均單井初產(chǎn)11.4t/d，平均采油指數(shù)0.11t/d.MPa.m；投產(chǎn)或改層單采中21小層的油井有63口，平均單井初產(chǎn)14.2t/d，平均采油指數(shù)0.14t/d.MPa.m。

2 合理井網(wǎng)研究

2.1 井網(wǎng)方式確定

根據(jù)前面地應(yīng)力與裂縫特征和注水見效實際情況分析，該塊主地應(yīng)力方向為北東70°，應(yīng)力集中、人工裂縫發(fā)育，考慮注水主流線方向與主應(yīng)力方向匹配和基礎(chǔ)井網(wǎng)限制，通過轉(zhuǎn)注反九點井網(wǎng)角井轉(zhuǎn)換為五點面積井網(wǎng)，可以有效提高注采井網(wǎng)適應(yīng)性，具體以下優(yōu)勢：通過對目前方九點井網(wǎng)的角井轉(zhuǎn)注，可以實現(xiàn)注水井排方向接近地應(yīng)力方向即人工裂縫方向，注水水沿裂縫形成水線向油井井排推進(jìn)，避免油井暴性水淹；轉(zhuǎn)注后，注采井距由400m縮小到280m，有效克服反九點角井注采井距大，油井難受效的問題；反九點注采井?dāng)?shù)比1：3，五點井網(wǎng)注采井?dāng)?shù)比1∶1，注采井?dāng)?shù)比的提高，可以實現(xiàn)強化注水，有利于補充地層能量。

綜上所述，根據(jù)目前區(qū)塊內(nèi)井網(wǎng)狀況，下一步井網(wǎng)調(diào)整的重點是史深100主塊中西部目前仍為400×250m的反九點面積井網(wǎng)區(qū)域，通過角井轉(zhuǎn)注，提高注采井網(wǎng)適應(yīng)性。

2.2 合理井距確定

2.2.1 技術(shù)極限井距的確定。對于低滲透油藏，在一定的注采壓差下，油井能夠控制的的最大徑向距離稱為極限生產(chǎn)半徑，水井能夠控制的最大徑向距離稱為極限注水半徑。極限生產(chǎn)半徑與極限注水半徑的和稱為極限井距。低滲透油田滲流理論研究表明：極限供油半徑（或極限注水半徑）受有效驅(qū)替壓力梯度的制約，而有效驅(qū)替壓力梯度的大小與儲層滲透率、滲流流體的地下粘度有關(guān)。根據(jù)低滲透油藏的滲流機理，確定了極限供油半徑與有效驅(qū)替壓差、儲層滲透率、地下原油粘度的關(guān)系式：

在室內(nèi)實驗研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合現(xiàn)場動態(tài)資料，進(jìn)一步研究了低滲透油藏的極限供油半徑。并繪制出了不同粘度時，極限控制半徑與滲透率的關(guān)系圖如圖1所示。

史深100斷塊平均滲透率約10×10-3μm2，平均地層原油粘度1.8mPa.s，計算其極限控制半徑為80m。即：有效注采井距為160m。當(dāng)注采井距大于160m時，由于注、采設(shè)備受目前工藝技術(shù)水平的限制，地層壓力不可能進(jìn)一步提高時，儲層中將會存在不流動區(qū)，注采井距越大，不流動區(qū)越大，從而降低油田開發(fā)效果。

2.2.2 經(jīng)濟(jì)極限井距的確定。確定經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度的內(nèi)容、方法很多，目前多采用前蘇聯(lián)院士謝爾卡喬夫推導(dǎo)出的交匯法確定井網(wǎng)密度?？紤]新區(qū)和主體老區(qū)儲量基礎(chǔ)差異，分別根據(jù)相關(guān)公式計算了其經(jīng)濟(jì)極限井距。利用史深100斷塊的基本參數(shù)，繪制出了該塊的經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度圖（圖2-2-2和圖2-2-3）。在油價35$/bbl的情況下，測算經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為12-14口/km2，對應(yīng)的經(jīng)濟(jì)極限注采井距為190-205m。其中新區(qū)儲量基礎(chǔ)差，經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為12口/km2，經(jīng)濟(jì)極限注采井距205m；主體老區(qū)經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為14口/km2，經(jīng)濟(jì)極限注采井距190m。

3 調(diào)整對策

綜上所述，根據(jù)技術(shù)極限井距，為了使油、水井間建立起有效的注采壓差，本塊注采井距應(yīng)為160m。根據(jù)目前各區(qū)實際注采井網(wǎng)和井距，具體調(diào)整加密對策。

史100中西部是本次加密調(diào)整的重點，原井網(wǎng)為400×283m，在角井轉(zhuǎn)注后注采井距為283m的五點井網(wǎng)，具有進(jìn)一步加密的潛力，可以通過在井距較大的油井排和水井排間加密，縮小注采井距，通過加密和壓裂措施后，基本可以滿足本塊地質(zhì)特點及經(jīng)濟(jì)效益的

要求。

史100斷塊北部新區(qū)正初步形成注采井網(wǎng)，油井進(jìn)一步轉(zhuǎn)注后，注采井距200-250m左右，目前油水井井況好，基本滿足經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)井距。

主體東部在現(xiàn)有井網(wǎng)基礎(chǔ)上更新完善油水井后，可以形成注采井距200-250m的五點面積井網(wǎng)或不規(guī)則注采井網(wǎng)。因此，該區(qū)的工作重點是更新報廢油水井和扶停、大修井況惡化油水井。

史100西和史103加密區(qū)注采井距為200米的排狀注采井網(wǎng)，滿足經(jīng)濟(jì)合理井距要求，下一步工作重點是完成史103加密方案尚未實施的油水井。

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作者簡介：張泉一（1973—），男，山東齊河人，中國石油大學(xué)（華東）在讀研究生，勝利石油管理局石油開發(fā)中心勝豐有限公司生產(chǎn)管理室主任，高級工程師，研究方向：油氣田開發(fā)。