低渗油藏井网适应性论证——以青海油田南翼山 V油组为例

蒲永霞 1 谢贵琪 2 孔红喜 1 朱军 1 王远飞 1

1青海油田勘探开发研究院 ； 2青海油田钻采工艺研究院

摘要：本文根据各项动静态资料和油藏工程理论，对油藏各类开发指标进行计算，对南翼山Ⅴ油组加密后井网适应性进行论证。找出制约油藏开发效果的主要矛盾。并进一步从井网适应性着手提出了改善油层开发效果的调整方案，对改善南翼山油田开发现状有重要现实意义。

关键词： 低渗油田 井网加密 井网适应性

1、南翼山Ⅴ油组概况

南翼山构造Ⅴ油层组主要为 （下油砂山组）沉积，其相序在纵向上为半深湖相与浅湖相频繁交替，半深湖相相对发育。该油层组在平面上分布稳定，连片性好，储层分布稳定。Ⅴ油层组储层岩性以碳酸盐岩为主，孔隙度峰值集中分布在8.5%～14%，平均孔隙度为11.1%；渗透率主要分布在0.1～12.8mD，平均渗透率为2.43mD，系低孔—特低渗储层。

2010年11月～12月，南翼山Ⅴ油组投产NⅤ10-2井与NⅤ6-2井，随后以“270×370水平井+直井”开发模式开发，其中包含直采井34口、水平井10口。在开发过程中，该井组存在的问题主要为：①纵向上缺乏对主力产层的识别，且分布不集中；②水井注不进水、油井采不出油。为进一步优化该油组开发方式，2016年该油组井网调整为“270×185水平井+直井”的开发模式开发，对该井网中5个井组进行菱形反九点直井加密，但注水见效慢现象依旧存在，注水不受效井数量依旧多。以有效提高难采储量动用程度为目的，2018年底该油组开始尝试大规模部署加密长井段水平井。

截止2018年12月，南翼山Ⅴ油组共部署油水井89口，其中直采井52口，水平井12口，注水井25口，平均单井日产油量1.16吨，平均单井日注水量11.32方；年产油量1.91×10⁴吨，年产液量3.13×10⁴方，年注水量9.1×10⁴方；累计产油量14.2×10⁴吨，累计产液量36.70×10⁴方，累计注水量59×10⁴方，综合含水率62.9%，可采地质储量的采油速度1.73%，采出程度6.7%。

2、井网适应性评价

2.1注采极限井距

根据渗流力学理论，在等产量源汇稳定径向流的水动力场中，与主流线垂直等距离汇源处的渗流速度最小，可建立如下渗透率与极限井距的关系曲线方程：

其中，R--极限井距（m）； --井筒半径（m）； --注采压差(MPa)。

南翼山油藏Ⅴ油组分别在15、20、25MPa注采压差，流度为0.3～1.3 条件下，绘制极限井距与流度的关系曲线（图1），从图（图1）中可以观察出，流度越小，注采压差越小，建立有效驱替压力的极限井距越小。根据南翼山Ⅴ油组流度0.8 和注采压差23MPa，可以得出注采极限井距为120～130m。

图1 不同注采压差下技术极限井距与流度关系

从启动压力角度考虑，主流线中点处压力梯度应大于启动压力梯度，即

其中， --油层静压（MPa）； --井底流压（MPa）； --地层注采井距(m)； --井筒半径(m)。

贾振岐[4]（2007）等人利用低渗透岩心驱替实验数据，回归启动压力梯度 与渗透率，得到经验公式（3）：

为启动压力梯度(MPa/m)。

由（3）式可计算得到南翼山Ⅴ油组启动压力梯度为0.0467MPa/m。

因此，主流线中点处压力梯度应满足：

计算得出极限井距为110m。

由此可以得到结论：无论是从渗流力学角度还是从启动压力角度考虑，目前南翼山Ⅴ油组加密井距270m，难以建立有效的驱替关系。

2.2合理油水井数比

合理油水井数比，是指油田在开发总井数一定，且井底流压一定的条件下，能获得最大采液量的采油井和注水井的井数比。通过室内实验获得的相渗曲线，可以采用流度比平方根法求取合理油水井数比：

其中， --油水井数比, --地下原油粘度( )； --地下地层水粘度( )； --原油相对渗透率； --水相对渗透率。

图2 Ⅴ油组不同含水阶段油水井数比变化

根据南翼山Ⅴ油组油藏基本参数，可以计算得到不同开发阶段相应的合理油水井数比（表1）。

表1 南翼山Ⅴ油组不同开发阶段合理油水井数比

其中，R--合理油水井数比； --单井日稳定注水量( )； --注采比； --平均地层压力(MPa)； --采油指数( )； --原油密度( )； --原油体积系数； --注水井流动压力(MPa)； --含水率(%)。

根据计算得出合理油水井数比为3∶1。

从计算结果可以得到，目前南翼山Ⅴ油组形成有注采对应关系的采油井56口，注水井25口，油水井数比为2.24，小于计算合理值,可以进行加密；该油组加密区油水井数比为3.0，已为计算合理油水井数比，不适合加密。

2.3合理注采比

合理注采比是水驱油藏在地下注采平衡状况下注入体积与采出液地下体积之比值，是油田年度配产配注的一项重要指标。在油藏压力高于饱和压力的情况下，可以运用物质平衡方程计算注采比。

对（6）求导：

其中：

代入（7）式：

根据注采比概念，可令IPR（注采比）为：

同时，含水率为：

将 与 代入（8）式：

其中， --累计产油量(m³)； --累计产水量(m³)； --累计注水量(m³)；N--原始地质储量（地面）(m³)； --体积系数(m³/m³)； --综合压缩系数( )； --产油速率(m³/d)； --产水速率(m³/d)； --注水速率(m³/d)。

图3 压降速度、注采比及含水率图版

根据物质平衡法针对合理注采比的计算，南翼山Ⅴ油组地层压降速度为-0.5MPa/a，并且根据目前含水率62.9%，可确定该油藏的理论注采比约为1.4。

该加密区部署菱形反九点井网5个，共34口井，其中水平井3口，水井5口，15口加密井，11口原井网直油井。其中，13口井油井注水受效，5口油井在没加密前注水受效，4口因加本次井网加密注水受效，其余4口因压裂水窜原因产液量升高；21口井不见效。加密区构造中部开发效果整体好于构造两段及边部，初期产量高，递减快。由于贾敏效应和渗流启动压差的存在，注水见效难。

4、结论及建议

1. 南翼山Ⅴ油组采用菱形反九点井网对原“270×370水平井+直井”井网进行加密，加密后井距偏小，未能形成有效驱替关系。

2. 南翼山Ⅴ油组整体水驱效果不理想，加密区注采比低于理论注采比，应提高该区注水量，及时补充地层能量。

3. 南翼山Ⅴ油组进行井网加密工作后，油水井开发矛盾依旧存在。因此，针对低渗难采油田老井长期注水不见效的情况，建议转变开发方式，采用注水吞吐或注气吞吐工艺改善该油藏开发现状。

参 考 文 献

1. 王治国.低渗透油藏井网适应性评价[J].内蒙古石油化工报,2004, 14-0057-02:1006-7981.

2. 王治国.低渗透油藏井网适应性评价[J].内蒙古石油化工报,2004, 14-0057-02:1006-7981.

3. 宋国亮,宋全宏等.宋芳屯油田芳17区块井网适应性评价[J].大庆石油学院学报,2009,33(2):112-115.

4. 梅蓉,高春宁等.华庆油田白153区低渗透长6油藏井网适应性研究[J].石油天然气学报,2013,35(2):131-135.

5. 贾振岐,韩少鑫,覃生高.特低渗岩心单向渗流实验研究[J].特种油气藏,2007,14(3):78-80.

作者简介：蒲永霞（1994年2月6日），性别女，民族汉，籍贯青海，助理工程师，本科，勘探开发研究院（甘肃敦煌，736202）油田井开发工作