低渗透油田的开发井网研究 第4页
低渗透油田的开发井网研究 第4页
系列的演变过程。
六、七十年代，设计的多为行列注采井网和大井距面积注采井网，包括正方形井网和三角形井网。如吉林的扶余油田，七十年代初期的井网主要有三种：两排注水井加三排生产井的行列注采井网、正三角形井网、斜九点法注采井网，井距一般在425-600米左右，井网较稀，储量控制程度低，由于当时对天然裂缝的认识不足，部署井网时只是沿裂缝自然水线注水(注水井排方向与裂缝方向平行)，导致部分油井水淹严重，开发效果不太理想。
进入八十年代，人们对低渗透油藏的认识不断加深，在吸取了以前的经验教训的基础上，部署井网前，首先要认清裂缝特征、尤其是天然裂缝发育方向和现最大主地应力方向。根据裂缝发育方向设计注采井排，尽量避免注入水沿裂缝水窜，主要有两种方式：
1.3.1.1 井排方向与裂缝方向呈22.5°(图1-1A)
井排方向与裂缝方向错开了22.5°后，初期效果较好，注水井两边的油井见水时间延长，水淹时间推迟，开发指标较好。但到开发中期，又出现新的矛盾，注水井注入的水，沿裂缝方向(与注水井排错开22.5°的方向)窜进，与相邻两个井位的生产井形成新的水线，这样每口生产井都与注水井形成水线，生产井一旦见水，含水率迅速上升，很难进行调整改造。典型的油田是吉林的新立和乾安油田。
1.3.1.2井网方向与裂缝方向呈45°(图1-1B)
井排方向与裂缝方向错开45°，沿裂缝方向井距增大，可以延长该方向油井的见水时间，除裂缝方向外，注水井为垂直方向驱油，可以避免生产井暴性水淹，初期开发效果好，与井排方向与裂缝方向呈22.5°方式不同的是，中后期有利于调整为沿裂缝方向线状注水方式。如：吉林新民油田和吐哈丘陵油田。
图1-1 注采井网示意图
九十年代中后期，人们针对低渗透油田的特点，提出了沿裂缝方向灵活井排距布井，线性注水的基本布井原则，井网型式演变为矩形井网。井距主要根据裂缝渗透率而确定，一般裂缝渗透率高，井距加大。排距随着基质岩块渗透率和裂缝密度而确定，一般基质岩块渗透率越低，裂缝密度越小，排距应该越小，反之可以增加。
1.3.2 井网系统中存在的问题
1.3.2.1井网形式与井排和裂缝的配置关系
已开发的老区，由于投产初期对地下情况的认识不够，选择的井网局限性很大，目前已经暴露出很多的问题。
常见的面积注水井网有三角形井网和正方形井网，在开发初期设置的井网井距一般超过300米，这就造成储量动用程度低、水驱控制程度低，部分油藏长期处于低速低效开发状态。如华北油田在“八五”期间投入开发的低渗透油藏普遍采用300-400米井距的三角形井网。采油井产能低，开发初期平均单井日产能力6.4t/d，采油强度0.57t/d•m，地层压力下降快，四年后压力水平降低到60%，靠不断加深泵挂维持0.6%的采油速度低速生产。注水井压力传导阻力大，扩散半径小，吸水困难，开发初期8口注水井中有4口井在注水压力22MPa的情况下不吸水，其他井口注水能力仅20-30m3，视吸水指数小于1m3/d•MPa，注水井井底附近形成高压带，注水压力扩散半径55-123m，油井难以见到注水效果，形成“注不进，采不出”的被动状况。
对于裂缝性砂岩油藏，通常采用正方形反九点井网，根据井排与裂缝的方向将目前的井网型式分为三类：
(1)井网方向与裂缝方向夹角0—10°
该井网井排方向与裂缝方向平行或近平行，造成沿裂缝方向油井过早见水和暴性水淹，而位于裂缝两侧的井受效很差。吉林扶余油田是迄今为止我国发现的最大的裂缝性砂岩油藏，于1970年投入开发，1973年开始全面注水，注水后很快发现大批位于注水井东西方向的生产井暴性水淹，如西+5-02井投注22小时，仅仅注水15m3，西面相距150米处的45-3油井即遭水淹，而且由于注入水沿裂缝上窜到泥岩盖层之中，由于泥岩膨胀，造成严重的套管变形。
(2)井网方向与裂缝方向呈22.5°
将井排方向与裂缝方向错开22.5°，尽管初期开采状况和开发指标较好，但由于不是垂直裂缝方向驱油，注水井注入的水仍然沿着裂缝方向向生产井排窜进，与相隔两个井位的生产井形成水线，生产井见水后不仅含水率上升速度快，甚至遭到暴性水淹，而且因为每口生产井都有水线，在油田开发中后期很难进行调整。例如吉林新立油田，初期开采效果较好，采出程度达到91.8%时，综合含水仅27.2%，但到中后期新的矛盾越来越突出，主要是生产井见水加快，含水上升迅速。1990年底，全油田大于60%的高含水井共42口，其中注水井排油井26口，生产井排油井16口。一年时间内，注水井排26口油井平均含水从70%上升到78.8%，增加8.8%，而生产井排16口油井含水从62.6%升到82%，增加20%。
(3)井网方向与裂缝方向呈45°
井排方向与裂缝方向错开45°，从总体而言效果是比较好的，因为这种布井方式减缓了东西向水窜造成注入水波及程度低的矛盾，同时又有利于开发中后期调整为沿裂缝注水的线状井网，为油田后期的调整创造了一定的条件。但是在生产过程中还是暴露出一定的问题，如新民油田初期基础井网系统，采用300米井距，井排方向与东西向裂缝扭45°角的反九点早期注水方式，目前的问题是：水井注入压力不断升高；地层压力恢复慢，产量水平低。油井排附近驱油效果差，油井见效不均衡等。
1.3.2.2注采压力系统
低渗透油田的压力系统是油田能量的综合反映，受油田多种因素的综合作用。压力传导能力是整个油层的平均压力的变化和油水井不稳定渗流过程中压力迭加并传播的具体体现，是油层压力综合变化的反映，不仅与累积注采比、累积采油量有关，而且与导压系数、油井周围水井的位置以及该位置上油井的采油量和水井的注水量有关，并受其制约。
由于低渗透油田渗透率低，油水井间的压力差异大，压力传导系数小，因此，压力传播慢，压力传导能力低，使得油井受效困难。在亲水油层中，即使有时注采比高达1.5倍以上，油井也很难受效，造成“注得进，采不出”的现象。如榆树林油田树32试验区就属于这种情况。(表1-9)。
表1-9 榆树林各区块开采状况对比表
区块 采油井数(口) 有效厚度(m) 注采井数比 控制程度(%) 产油量(t/d) 低效井数(口) 低效井(%)
初期 转注时 目前
树32 22 15.6 1：2.2 67.9 8.9 4.3 3.5 7 31.8
树322 42 14.8 1：3.2 62.6 8.9 4.7 2.9 17 40.5
树34 12.1 1：1.9 77.0 8.5 8.5 5.6 5.6 2 13.3
当低渗透油层连续性差，井距过大时，渗流阻力大，注水井的能力很难传导扩散出去，在井底附近蹩成高压区，而生产井得不到有效的能力补充，地层压力大幅度下降。留17断块17-11井组的压力资料可以充分说明这个问题，17-11为注水井，地层压力为43.7MPa，与之相距300米的老生产井地层压力只有16.2MPa，压力消耗达27.5MPa。新生产井距注水井150米左右地层压力明显升高为32.7MPa，压力消耗11MPa。(图1-2)。
图1-2 留西注采压力剖面图
1.3.2.3注采比
通过注采比的调整，可以保持较高的地层压力，并且可以建立或保持较大的生产压差。适度地提高注水压力，不仅有利于增加吸水量，保持较高的地层压力，而且还有利于缓解多层砂岩油藏的层间干扰，甚至造成套管损坏。
经过对全国近10个低渗透油田的调研开发，由于不同油田的地质情况的差异，注采比有所不同，主要变化范围在0.6-2.5之间，平均1.2左右。但是在投产初期可以采用高注采比注水，以便于迅速恢复并保持地层压力和油井生产能力，缩短油井见效时间。如朝阳沟油田试验区北块[3]，从1987年4月开始以平均2.05的年注采比注水，到1989年底，油井普遍受到注水效果，单井平均产油量由转注时的2.5t/d增加到4.2t/d，油井地层压力由6.36MPa迅速恢复到饱和压力以上。榆树林树322井区，水井以转注就以2.3的注采比进行注水，注采比4-5个月就有9口油井明显见效；而树32试验区转注后，注采比一直保持在1.5左右，注水4-5个月，见效井数仅有18%，之后将注采比提高到2.2，仅1-2个月就新增见效井9口，平均单井产量由7t/d增加到7.9t/d。
由于储层物性的差异以及天然裂缝的影响，对于一些注不进的或注采比较高而开发效果较差的油藏，可以采用周期注水方式开采。我国于八十年代后期在多个油田进行过周期注水的现场试验：如吉林扶余、大庆浦南和太南、胜利渤南、江汉王场等油田。采用的周期注水方式多种多样：有轮换注水、注水井排互换和采油井单井注水吞吐等，部分油田把周期注水和改变液流方向结合起来，取得了不同程度的效果
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