超低滲油田井網加密提高采收率對策

喬 良，陳 晨，王文剛，于向前，高 曦

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油田地質及開發概況

1.1 油田地質概況

G271長8油藏構造位于陜北斜坡中段西部，主力含油層系長812層，以三角洲前緣水下分流河道沉積為主，砂體走向近于北西～東南向，呈條帶狀展布；儲層為粉細～細粒巖屑質長石砂巖，顆粒分選中等～好。平均有效厚度13.2 m，平均孔隙度8.6%，平均滲透率0.38 mD，屬于低孔低滲儲層。區域地應力測試結果表明，裂縫方位NE66.8°～75°，結合鄂爾多斯盆地現今應力場分布規律，最大主應力方位為NE108°左右。區域內的油水井多數于2010-2011年投產。原井網為井排距480 m×130 m的菱形反九點井網。

1.2 油田開發概況

G271區勘探工作始于2009年，在該區部署并完鉆評價井G271，長81鉆遇油層15.5 m，試油21.76 t/d，從而發現了劉峁塬G271長81油藏。2010年圍繞探評井G271井進行滾動開發，截止2013年12月，共建油水井485口，其中采油井365口，注水井120口，平均井深 2 750 m，建產能 45.0×104t，動用含油面積52.0 km2，地質儲量 2 670.72×104t。

至2018年10月，G271長8油藏全區總井數571口，其中油井439口，開井398口；水井132口，開井124口。 平均單井日產油0.94 t，平均單井日產液1.58 t，平均單井日注水17 m3，月注采比2.5。全區累積產油量 147.7×104t，累積注水量 667.8×104m3，累積注采比2.4，綜合含水41.1%，地質儲量采油速度0.8%，采出程度5.5%。

1.3 開發存在矛盾

（1）油藏水驅矛盾突出，油井采出程度偏低。受注水影響導致含水上升的油井占開井數的25.9%，這些采出程度僅為2.45%。平面上，一是受局部裂縫發育影響，油井方向性見水明顯；二是受平面非均質性影響，注入水易沿滲透率高的方向突進；剖面上，由于縱向非均質性，注水沿高滲帶突進，均勻吸水比例僅為41.9%。

（2）壓力保持水平低，有效驅替體系難以建立。儲層物性差等因素影響，G271油藏啟動壓力梯度大，油藏有效驅替體系難以建立，油藏局部呈低壓、低產，致使油藏整體采油速度僅為0.54%，制約了油藏的效益開發。

（3）部分油藏局部單元一次井網適應性差，水驅優勢方向與井網長對角線方向不一致：導致裂縫主向水淹，側向不見效矛盾突出。

2 剩余油分布規律研究

2.1 平面剩余油分布規律

通過數值模擬技術對剩余油分布進行模擬[1-3]，平面上主力層長8121與長8122整體采出程度較低，剩余油飽和度較高，油井間剩余油富集程度較高，裂縫竄流區，采油井與注水井連通，裂縫側向驅替范圍有限，剩余油主要分布于裂縫側向。

2.2 縱向剩余油分布規律

剖面上，剩余油主要受裂縫影響，裂縫線上注入水快速波及，水洗程度高，裂縫側向剩余油富集，水驅動用程度低（見圖1～圖3）。

3 井網優化及加密調整技術

3.1 井網優化技術

超低滲透油藏中流體的流動區別于中高滲透性油藏中的滲流，存在啟動壓力梯度。當注采井間驅替壓力梯度大于啟動壓力梯度時，該點油層動用，當注采井間最小驅替壓力梯度大于最大啟動壓力梯度時，有效注采關系才能建立，合理井網井距對油藏動用至關重要。

圖1 裂縫線上剖面剩余油

圖2 平行于裂縫線上剖面剩余油

圖3 垂直于裂縫線上剖面剩余油

以G271區不規則反九點井網為例，基于滲流力學理論，考慮滲透率各向異性提出了根據最佳井網密度求取最優井排距。單井最優控制面積為式（1）：

式中：Aopt-井網控制面積，m2；fopt-井網密度，口/平方千米；dx-排距，m；dy-井距，m；ky-水平滲透率，mD；kx-垂直滲透率，mD。

將實際數據代入公式（1）、（2），理論計算合理井距282 m、排距143 m。對比分析加密動態，考慮到原始井網的因素。水驅優勢明顯的區域合理排距為130 m左右，對應注采井距為230 m左右；能建立有效的壓力驅替系統并防止見水。

在合理井距的前提下，避開水線，通過數值模擬對G271四套加密井網進行優選綜合比較，開發效果：井網 3＞井網 2＞井網 4＞井網 1（見表1、圖4、圖5）。

3.2 G271注采井網調整試驗及效果

2014-2017年在G271油藏中北部采用240 m×130 m×NE42°矩形反九點井網和 270 m×75 m×NE108°菱形反九點井網實施加密調整，建油井87口，注水井13口。

表1 試驗區不同加密方式示意圖

圖4 不同加密井網下含水率隨時間變化曲線

圖5 不同井網下累產油隨時間變化曲線

圖6 加密區和非加密區單井產能對比

圖7 加密區和非加密區采油速度對比

3.3 有效提高了采油速度、采收率，提升了穩產水平

加密調整后試驗區采油速度由0.68%上升到1.49%，動態預測階段采收率由18%上升到21%。目前加密井產量占油藏總產量的1/5，加密區采油速度是非加密區的3倍。加密調整對有效動用剩余油，提高采收速度和采收率有積極作用（見圖6、圖7）。

3.4 改善了井間儲層連通性，提高了水驅控制程度

通過加密調整重新構建了驅替系統，改變了一次井網水驅模式，擴大了水驅波及范圍，剩余油得到有效動用，最終波及系數從0.36提高至0.65。

3.5 驅替系統重新構建，注采壓力場分布更加合理

加密后裂縫側向井地層壓力由13.9 MPa上升到16.1 MPa，壓力保持水平由74.3%上升到86.1%，水驅主側向壓差由15.1 MPa下降到10.2 MPa。加密調整后有效驅替系統更易建立，平面壓力分布更加合理。

3.6 加密調整井生成穩定，減緩油藏遞減

目前87口加密井平均單井產能1.05 t/d，高于加密區老井（0.90 t/d），對比G271區新井投產12個月后遞減情況（拉齊平均），加密井遞減1.0%小于老井2.8%。目前加密井月度遞減0.6%，老井月度遞減1.0%。

4 結論

（1）G271加密區平面上油井見水主要受NE108°裂縫影響，側向波及體積小，剩余油富集，剩余油呈條帶狀分布在裂縫側向，為后期重要的挖潛方向。

（2）原始井網對于水淹導致儲量失控，實施井網加密（矩形反九點、菱形反九點）均可有效提高采油速度（0.4%），采收率（3%～5%）。

（3）井網加密技術有效的動用了超低滲透儲層，改善了井間儲層連通性，提高了水驅控制程度，驅替系統得到重新構建，注采壓力場分布更加合理，加密調整井生成穩定，減緩油藏遞減。