曹玉梅 李存東 包彥軍 魏利平 王微

【摘要】文99南塊是文東99塊向南滾動(dòng)擴(kuò)邊逐步投入開發(fā)的，由于注采井距大，井網(wǎng)密度小，儲(chǔ)量控制程度低，水驅(qū)運(yùn)用狀況差。通過(guò)不同方式注采井距的研究，確定文99南開采合理井距為200-210米，并依此結(jié)果進(jìn)行部署，取得較好成果。

【關(guān)鍵詞】注采井距 井網(wǎng)密度 控制儲(chǔ)量 開發(fā)效果

2.1 局部井網(wǎng)不完善，井網(wǎng)控制程度低

南部有油水井12口，主要分布在沿徐樓斷層的構(gòu)造高部位，井網(wǎng)控制程度低。目前井網(wǎng)控制儲(chǔ)量60×104t，平均單井控制儲(chǔ)量5.0×104t。局部區(qū)域儲(chǔ)量無(wú)井控制，井網(wǎng)極不完善，未控制儲(chǔ)量42×104t，主要分布在中部、北部和沿?cái)鄬拥臉?gòu)造低部位。2.2 注采井距大，水驅(qū)動(dòng)用狀況差

南部原有3個(gè)注采井組，對(duì)應(yīng)油井4口，平均注采井距273.3m。由于滲透率低、注采井距大，儲(chǔ)層變化大，水井注水困難，水驅(qū)動(dòng)用狀況差。平均注水壓力37.5MPa，平均單井日注水35m3。油藏水驅(qū)控制儲(chǔ)量22.9×104t，水驅(qū)控制程度22.5%，水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量13.5×104t，水驅(qū)動(dòng)用程度13.2%。

3 剩余油潛力分析

文99南塊地質(zhì)儲(chǔ)量102×104t，累積產(chǎn)油量6.24×104t，采出程度6.12，水驅(qū)控制儲(chǔ)量56.1×104t，水驅(qū)控制程度55.0%，水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量34.9×104t，水驅(qū)動(dòng)用程度34.2%，與目標(biāo)采收率18.6%相比，剩余可采儲(chǔ)量12.76×104t。

縱向上：目前剩余可采儲(chǔ)量主要集中在沙二下4、5的一類層剩余可采儲(chǔ)量10.67×104t，占總剩余可采儲(chǔ)量的80.2%。

平面上：剩余儲(chǔ)量主要分布在未完善區(qū)和井損區(qū)，分別占總剩余可采儲(chǔ)量的40.2%、43.8%。4 合理井距研究

合理開發(fā)井距主要考慮以下兩點(diǎn)：

（1）井網(wǎng)密度保證足夠的單井控制儲(chǔ)量；

（2）井網(wǎng)密度必須適應(yīng)儲(chǔ)層連通性，盡可能提高水驅(qū)控制程度和采收率。

4.1 有效驅(qū)替壓力梯度下的最大注采井距

勝利油田地質(zhì)研究院研究了低滲透油田的滲流機(jī)理，確定了極限供油半徑與有效驅(qū)

（式2）

利用上述公式，制作不同滲透率儲(chǔ)層在不同生產(chǎn)壓差下的極限注采井距圖版。

根據(jù)圖版，可以確定不同類型儲(chǔ)層在不同生產(chǎn)壓差下的極限注采井距。根據(jù)生產(chǎn)資料統(tǒng)計(jì)，目前文99南塊有效驅(qū)替壓差為12MPa左右，空氣滲透率為30-35mD，得出極限注采井距為222-252m。

4.2 儲(chǔ)層發(fā)育及連通狀況分析注采井距

在200、250、300米井距下，文99南塊砂組油層連通率分別為77.4%、61.2%、55.0%，當(dāng)井距縮小到250m以內(nèi)時(shí)，連通率基本已能滿足開發(fā)的需要；當(dāng)井距縮小到200m以后，繼續(xù)縮小井距，連通率提高的幅度很小，因此控制注采井距在200-250m。

4.3 油藏注采見(jiàn)效狀況分析注采井距

文99南塊4個(gè)試注井組，對(duì)應(yīng)油井7口，其中見(jiàn)效井組3個(gè)，見(jiàn)效油井5口，見(jiàn)效注采井距210-400m，平均注采井距270m。

4.4 注采井距的確定

綜合考慮以上幾面的研究結(jié)果，優(yōu)選該區(qū)井距為200～250m。5 開發(fā)效果

2010年以來(lái)文99南塊共實(shí)施工作量21井次，其中新鉆井4口（油井2口，水井2口）；老井配套措施工作量17井次，其中油井工作量11井次，水井工作量6井次。

（1）以儲(chǔ)層、沉積相研究為基礎(chǔ)，通過(guò)部署新井縮小井距，加密井網(wǎng)，并根據(jù)小層沉積微相發(fā)育特點(diǎn)，有針對(duì)性的實(shí)施注采完善。

部署實(shí)施新鉆水井2口文99-28、W99-26。 投注后注采井距由273米縮小到220米，油層連通率由30.4%提高到71.8%，提高了41.4個(gè)百分點(diǎn)。增加水驅(qū)控制儲(chǔ)量6.7×104t，增加水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量4.0×104t。對(duì)應(yīng)油井很快見(jiàn)到注水效果，增加油井受控方向4個(gè)；新增見(jiàn)效井3口，初期日增油28.6t，累增油3624t。

（2）通過(guò)水井?dāng)D堵重炮、酸化等措施實(shí)現(xiàn)二三類層有效動(dòng)用。

縮小井距，通過(guò)封堵一類層，重炮、酸化二、三類層，啟動(dòng)未動(dòng)用層，增加水驅(qū)控制儲(chǔ)量2.1×104t，增加水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量2.57×104t。

文99南塊油藏開發(fā)效果得到明顯好轉(zhuǎn)，采油速度增加0.12%，自然遞減由40.13%下降到24.1%，綜合遞減由43.53%下降到25.05%。6 結(jié)論

（1）通過(guò)經(jīng)驗(yàn)公式和區(qū)塊生產(chǎn)過(guò)程中的實(shí)際事例，確定了文99南塊的合理注采井距。

（2）對(duì)于低滲透油藏合理的注采井距可以改善油田開發(fā)效果。

參考文獻(xiàn)

[1] 王熙華.利用啟動(dòng)壓力梯度計(jì)算低滲油藏最大注采井距.斷塊油氣田，2003