低渗透油田的开发井网研究 第7页
第3章 低渗透油田注水开发井网研究
3.1国内典型低渗透油田注水开发实践
3.1.1榆树林油田不同井距注水开发效果对比
榆树林油田于1991年投入开发，探明石油地质储量18748万吨，含油面积314.1平方公里，储层平均空气渗透率2.26mD，孔隙度0.13，开发层位主要是葡萄花和扶杨油层。在开发初期，选定了树32井区和东18井区部署了三套正方形井网进行注水开发效果对比，对应的井距分别为300m、250m、212m。树32井区300m井距投产初期单井日产油8.3t/d，注水见效时间6.3个月，见效后日产油5.4t/d，恢复到初期的65.1%；树32井区212m井距投产初期产量10.1t/d，注水2.7个月见效，见效后单井产量8.7t/d，恢复到投产初期的86.1%，在生产8年后，树32井区212m井距的油井单井累积产油是300m井距油井的2倍。东18井区油层发育规模与树32井区基本相近，只是油层厚度要差一些，这样单井日产油较低，但采油强度在三种井网中最高为0.76t/d•m，东18井区250m井网水驱控制程度为51.3%，高于树32井区300m井距井网（为47.7%），与树32井区300m井距井网相比，日产油量低了1.3t/d，采油强度高0.21t/d•m，产量递减幅度减小，油井见效时间基本相同，且由于井网密度增加，采油速度提高，生产前期阶段开发效果较好（见表3-1）。
表3-1 榆树林油田不同井距油井见效情况对比表
区块 井距 井数 有效厚度 见效时间 初期 见效前 见效后
日产油 采油强度 日产油 采油强度 日产油 采油强度
m 口 m mon t/d t/d•m t/d t/d•m t/d t/d•m
树32 212 3 16.73 2.7 10.1 0.60 5.9 0.35 8.7 0.52
300 8 21.49 6.3 8.3 0.55 4.1 0.19 5.4 0.25
东18 250 6 10.00 6.0 7.6 0.76 3.6 0.51 4.1 0.59
综合技术指标以及油田经济评价的结果，在三种井网中212m小井距的开发效果最好，250m次之，300m井网最差，基本上没有经济效益。
3.1.2新立油田井网加密调整试验
新立油田为断层复杂化的穹窿背斜构造，开发的主要目的层为扶杨油层，地质储量5971.3万吨，含油面积108.5平方公里，储层空气渗透率平均6.7mD，孔隙度0.141，油层中普遍发育天然裂缝[8]。
新立油田于83年以300m正方形反九点转22.5°角的基础井网全面投入开发，注水井排方向为北偏东67.5°角，87年开始进行大规模压裂改造油层，88年在试验区和Ⅴ区块加密调整试验，随后又在Ⅴ区块北和Ⅵ区块开辟了三个加密调整试验区，继而进行大规模调整。
新立油田基础井网，即300m正方形反九点转22.5°角井网开发矛盾很突出：水井排上东西向的油井见水快；吸水指数下降快，注入压力上升快，多数已接近地层破裂压力，且多数注水井注不进水；泥岩段吸水严重；油水井套变严重，注水井几乎全部套变。针对开发上出现的问题，进行了四种井网加密调整试验（图3-1）：
图3-1 新立油田金刚调整格局图
(1)在试验区和Ⅴ区块进行部分油井排加密，水井排油井转注试验，形成线状注水。
(2)在试验区已加密区域，加密布井在原4口老井中间，形成行列注水，井排方向没有改变，注采井数比为1：3。
(3)在Ⅴ区北部，也是在原4口井中间布加密井，形成近东西向行列注水，注采井数比为1：2。
(4)在Ⅵ区块134m没排距，东西向线状注水试验，注采井数比为1：1.5。
综合评价上述4种调整模式，第一种调整方式从总体看调整效果不理想，新老井干扰明显，加密后老井产液量明显下降；第二种和第三种调整方式在开发初期提高了采油速度，但新老井干扰严重，没有从根本上解决东西裂缝方向上油水井之间的矛盾。第四种加密方式比较适合新立油田的地质特点，注采井数比为1：1.5，注采井排间距为134m，形成东西向线状注水，井间干扰不明显，注水井注入压力下降，预测提高采收率5%。
3.1.3新民油田注采井网调整试验
新民油田探明石油储量11507万吨，含油面积255.2平方公里，全区平均砂岩厚度41.3米，有效厚度6.99米，砂岩平均孔隙度0.142，渗透率4.1mD，储层内裂缝发育，油田为岩性断块油藏。
新民油田于1990年先后在民5井、民1、民104井部位开辟了生产试验区，基础井网为300m反九点面积注水，井排方向为东西向，与试验区偏转45°角，局部区域为212m井网，同时开辟了西垒线状加密试验区和民19-6小井距加密试验区。因此，目前新民油田存在8种井网格式（图3-2）：
(1)初期基础井网：300m反九点转45°角井网，井网密度11.1口/Km2；
(2)试验区300m东西向井网，井网密度11.1口/Km2；
(3)试验区212m井网，井网密度11.1口/Km2；
(4)民19-6井区小井距加密试验井网，近似为150m正方形反九点井网，井网
密度44.4口/Km2；
(5)西垒线性加密试验区油井排加密井网，将平行裂缝方向的油井排加密一口
油井，水井排的油井水淹时转成注水井，形成线状注水方式，井距由300m调整成212m，井网密度增加0.5倍，提高到16.7口/Km2；
(6)采油七队三角形重心加密井网，一个注采单元加密8口调整井，调整井距
注水井排70m两排、140m两排、212m一排，形成两排注水井夹五排采油井的注水井网，井网密度增加2倍，达到33.3口/Km2，注采井数比由3：1转变为5：1；
(7)西垒中部油井排加密偏移70m井网，在一个单元加密4口调整井，同时将
东西向水井排的油井转成为注水井，使井网密度增加一倍，增加到22.2口/Km2；
(8)采油四队水井排加密偏移106m井网，在一个注采单元加密4口调整井，
加密井距水井排106m，加密后井网密度增加一倍，增加到22.2口/Km2；
对这8种不同井排距井网的开采效果见效对比，认为：新民油田初期基础井网300m反九点转45°角正方形井网，是适合油田地质特点的，减缓了东西向水窜造成的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，为油田中后期综合调整创造了一定条件。在6种井网调整格式中，试验区212m井网、民19-6井区小井距加密试验井网以及西垒线性加密试验区油井排加密这3种井网开发效果较好，有效缓解了原注采系统中暴露的问题和矛盾，并具有一定的经济效益，值得借鉴推广。但是其余3种调整方式：采油七队三角形重心加密井网、西垒中部油井排加密偏移70m井网、采油四队水井排加密偏移106m井网这3种井网开发效果并不理想，主要的问题在于：（1）虽然注采井排距缩小了，但并没有缓解注水状况，水井注入压力并没有降低；（2）加密后新老井存在干扰，新井含水上升较快，导致部分油井水淹，产液量、产油量下降，而老井处于二线井位置，产量递减幅度较大；（3）油井排附近驱油效果更差，油井见不到注水效果。
图3-2 新民油田8种井网格局示意图
3.2低渗透油田注水开发井网的优化设计
对于有微裂缝发育的低渗透油田优选井网形式为菱形反九点井网及矩形反五点井网，两种井网各有优越性及局限性，安塞油田和靖安油田分别采用菱形反九点井网与矩形反五点井网均取得了显著开发效果。唐80井区长6油层组储层为存在微裂缝的低渗透储层，初步进行井网布置，采用菱形反九点法较为合适，其原因为:①只要能提高注水井的注水能力，就可获得较高的初始采油速度。②通过改善注水波及面积，生产井见效较快。③相对于矩形反五点井网具有较好的可调整性。
在油田开发初期，对地下油藏各种物性参数及地应力分布等的理解可能存在偏差，而随着对各种资料的积累，对油藏特征的认识也将不断深化，有可能对初始井网作出调整，所以在深入研究地应力分布的基础上，唐80井区投入开发初始井网采用菱形反九点，尔后再根据需要调整为矩形反五点井网及排状注采井网[9]。除了通过上述不同井网形式生产实践对比来进行井网类型优化外，还采用数值模拟方法来优化井网类型及其井排距，选择丛13井组实际地质模型和引用相邻区块流体模型、PVT资料、相对渗透率资料建立井组数值模型，采用等效原则，即用渗透率的方向和大小来描述裂缝对流体运动的影响，模型采用29×30×6网格结构，采用三维两相黑油模型进行油藏数值模拟。
通过丛13井组实际生产历史拟合，不断修正非均质性数值模型。根据数值模拟结果，正方形反九点井网、近圆形反九点井网、菱形反九点井网、矩形反五点
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