低渗透油田的开发井网研究 第10页
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第5章 实例分析
5.1 吉林油区注采井网调整
截至2001年，吉林油区已开发裂缝性低渗透油田的初期注采井网设计大体采用了4种方式[19]。
5.1.1 正三角形斜反九点注采井网
扶余油田开发层位主要是白垩系泉头组四段的扶余油层，埋深280～500m，平均有效厚度10.3m、孔隙度25%、空气渗透率180×10-3μm2。砂岩储集层垂直和斜交裂缝十分发育，岩心观察含油井段裂缝密度平均0.282条/m。扶余油田1970年投入开发，1973年开始全面注水时采用正三角形斜反九点面积注水方式，注水井排方向与裂缝方向平行。由于出现油井暴性水淹、注入水上窜造成套管变形、注水波及不均衡等问题，1982年至1984年进行了第一次井网调整，将原来2排水井夹3排油井的行列注水方式的中间排油井和斜反九点面积注水方式的水井排的油井转注，同时在油井排一侧30m处加密，形成与裂缝方向平行的线状注水方式。
5.1.2 井排方向与裂缝方向错开22.5°的注采井网
新立油田为构造2岩性油藏，原油黏度低，油层埋深1200～1500m，平均有效厚度9.2m、空气渗透率6.5×10-3μm2、孔隙度14.4%。新立油田1983年投入注水开发时，借鉴扶余油田开发的经验和教训，将井排方向与裂缝方向(东西向)错开22.5°角，采用正方形反九点面积注水井网。开发初期的效果较好，注水井两边的油井见水时间推迟，含水上升速率慢，采油速率较高；但到开发中期，油井含水上升加快，产量递减加大，也发生了注水井套管变形较多、分注状况变差、注入压力高等问题。经过几种井网方式的调整试验，将注采井网调整为近东西向的1排水井、1排油井的线状注水方式，在原2排井中间钻1排调整油水井，排间距为134m，油井井距224m，水井排井距为335m，并转换部分油水井别。
5.1.3 井排方向与裂缝方向错开45°的注采井网
新民油田是20世纪80年代末、90年代初发现的亿吨级大油田。借鉴国内外裂缝性低渗透砂岩油藏开发的经验与教训，根据几种不同方式的井网试验，提出油田开发初期采用反九点法面积注水方式，井排方向与裂缝方向错开45°角，平行裂缝布井，大井距、小排距。这种井网具有灵活性，既可满足与裂缝性低渗透砂岩油田开发的需要，后期又可以调整为东西向线状注水井网，是较好的注采井网。
5.1.4 菱形反九点面积注采井网
民43-8区块位于新民油田西部，是断层发育的单斜构造，有效厚度8.4m，平均孔隙度14.6%、空气渗透率5.9×10-3μm2。开发初期采用480m×120m的菱形反九点法注采井网，取得了较好的开发效果，特别是注水井注入压力不高，较好地解决了低渗透油田注水困难的问题。这种井网灵活性也较大，角井水淹后可实施转注，亦可形成线状注采系统。最近开发的大情字井油田的部分区块也采取这种菱形井网，同样取得了较好的开发效果。
5.2 井、排距的确定
放大裂缝方向的井距，既有利于提高压裂规模、增加人工裂缝长度、提高单井产量及延长稳产期，又能减缓角井水淹速度缩小排距，可以提高侧向油井受效程度，并逐步转为线状面积注水，最大限度地提高基质孔隙的波及体积。井、排距与基质渗透率、渗透率各向异性、裂缝导流能力、人工压裂穿透比等有关，优化井、排距的主要原则是有利于建立合理的注采压力梯度，取得比较好的注水开发效果。
合理的排距必须能够建立有效的驱替压力系统。大量室内实验表明，低渗透储集层中的油气渗流具有非达西流特征，存在启动压力梯度。根据实验资料，木头油田泉四段7号油层启动压力梯度为0.07MPa左右，因此，要保证油层中任意点驱动压力梯度均大于启动压力梯度，排距应小于150m。在保证井网面积不变的条件下，根据不同井排距组合进行数值模拟，结果(见表5-1)表明，井距200m左右、排距120～150m时的开发效果最好。根据对木头油田152区28口裂缝线侧向加密井加密效果的统计，排距为120～150m时加密井投产初期及目前产能均高，递减小排距大于150m时加密效果下降；排距小于120m时含水上升较快，效果差(见表5-2)。
根据以上研究[19]，确定吉林低渗透油藏合理排距为120～180m、井距为150～220m。
表5-1 相同体系不同井、排距的开发效果对比
井、井排/m 开发指标 开发时间/a
1 5 10 15 20
400 300
采出程度，% 1.32 5.81 10.47 13.17 17.15
含水，% 10.30 44.40 69.20 78.50 89.40
350 250
采出程度，% 1.43 5.86 10.39 14.21 18.21
含水，% 8.10 36.50 65.40 77.30 88.10
300 200
采出程度，% 1.52 5.76 10.42 14.15 18.45
含水，% 7.60 38.70 67.10 79.80 89.50
250 150
采出程度，% 1.50 6.45 11.02 14.82 18.88
含水，% 7.50 35.30 66.50 77.70 87.10
200 120
采出程度，% 1.54 6.68 12.89 15.14 19.31
含水，% 7.60 35.90 65.60 76.30 85.50
表5-2 木头油田152区不同排距加密井生产数据
加密井数/口 排距/m 初期 半年 目前
日产油/t 含水，% 动液面/m 日产油/t 含水，% 动液面/m 日产油/t 含水，% 动液面/m
1 <80 2.1 51.2 501 1.4 58.3 522 1.9 53.2 531
14 80～120 3.4 41.5 455 3.1 48.6 471 2.4 50.5 498
11 120～150 4.2 38.5 479 3.6 46.2 495 2.9 48.5 511
2 >150 1.9 33.9 482 1.6 39.6 506 1.2 40.2 522
5.3不同井网实际开发效果
5.3.1 对角线与裂缝方向平行的正方形反九点井网
红岗油田打50区块均采用井距300m正方形反九点井网，采油井压裂时加砂量为25～40m3，人工裂缝长160m左右。目前水驱储量控制程度95.8%，见效程度86%，采油速率2.5%，采出程度18.14%，综合含水78.5%，地层压力保持在原始地层压力的89%，水驱指数1.317，存水率为0.949。预计最终采收率可达25%以上。
5.3.2菱形反九点井网
前大油田60区块60-35井组和相邻的60-39井组地质条件、压裂规模相同，前者采用160m×120m的菱形井网，后者采用180m×180m正方形井网。由表5-3可见，采用菱形井网的60-35井组开发效果好于采用正方形井网的60-39井组。因此从2004年开始，吉林油区低渗透油田广泛采用菱形反九点井网注水开发。
表5-3 60-35与60-39井井组开发效果对比
井组 见效程度/m 含水，% 采油速度，% 采出程度，%
初期 目前 初期 目前
60—35 100 11.5 46.8 1.58 1.14 7.56
60—39 79.8 14.6 71.5 1.22 0.96 5.68
5.3.3矩形井网
木头油田126区开发压裂试验区采用矩形井网，排距为150m，采油井距为220m，注水井距为150m，井排平行于最大主应力方向NE32°。注、采井均压裂，由于采用矩形井网，油井压裂加砂规模增大，加砂量由20m3上升为30m3时，人工裂缝由100m上升为140m，试验区由2001年12月份开始投入开发，单井初产比邻区高2t/d左右；至2002年4月油井陆续见效，注水见效前、后产量与邻区相近(5.5t/d)，但邻区稳产6个月后产量缓慢递减为4.8t/d左右，而试验区产量稳定并有上升的趋势，目前产量6.0t/d左右(见图5-1)，且含水稳定，未出现见效即水淹的现象。
截至2003年12月底，126区共有42口井不同程度见到注水效果，占井区油井总数的76%，见效程度比邻区高11.2%。试验区平均单井产量由4.4t/d升为5.1t/d，开发成本下降了8.2%，证实矩形井网对此类储集层适应性好，经济效益显著。
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