搜索
第四章井网加密调整方案设计对于已开发的老区，研究地下油水运动规律、产量递减规律、含水上升规律，不断进行开发调整，延长稳产期，提高采收率（余守德1998）。国内外油田的开发实践表明，油田开发进入中高含水期后，及时对井网进行加密调整，对稳定油田产量，提高采油速度都是十分有益的。加密井网在很大程度上取决于油层地质结构特征、油层的非均质程度、岩性变化程度、原油粘度、原油的物理、化学性质、油井产能及采油工艺的经济效益等多种因素，因此这是一个十分复杂的问题。目前，国外加密井网主要是打两种加密井：一种是打点状注水井，以调整注采井井距；另一种是打加密生产井。以缩小单井控制储量，改善平面矛盾，提高开发效果。油藏开发过程中层系的划分和注采井网的确定是影响油藏开发效果的重要因素，采用合理的层系划分和注采井网是提高开发效果的必要保证。4.1老区井网加密的原则、依据及特点4．1．1老区井网加密调整原则对于多断块油藏来说，由于层间渗透率和原油物性的差异，合采时层间干扰比较严重，部分油层不能充分发挥其作用，影响最终的开发效果。必须合理划分与组合开发层系。合理的划分与组合开发层系一般要遵从以下的几项原则：①把特性相近的油层组合在同一开发层系内，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。②一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油田满足一定的采油速度，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标。③各开发层系间必须具有良好的隔层，以便在注水开发条件下，层系间能严格地分开，确保层系间不发生窜通和干扰。④同一开发层系内，油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性应比较接近。⑤在分层开采工艺所能解决的范围内，充分发挥工艺措施的作用，开发层系不宜划分得过细，以利减少建设工作，提高经济效果。这样可以少钻井，既便于管理，又能达到较好的经济效果。⑥多油层油田当具有下列地质特征时，不能够用一套开发层系开发：a．储层岩性和特性差别较大，因为渗透率的差异程度是影响多油层油田开发效果的根本原因；b．油气的物理化学性质明显不同。如原油粘度的差别，将造成注水开发时油水流度比差别大、使得油井过早见水，无水采油期短；C．油层的压力系统和驱动方式不同；d．油层的层数太多，含油层段过大。当然由于油藏之间互不相同，开发原则也不可能完全一致，还需要针对油藏的具体状况进行调整。在开发层系的组合与划分过程中，影响开发效果最主要的因素有渗透率级差、原油物性的差异和主力油层数等三个因素。层间渗透率级差的大小是影响开发效果的重要原因。油层渗透率不同，吸水能力、出油能力、水线推进速度、动用状况、压力水平等相差很大，同一套层系进行开发，必然因层间的干扰影响开发效果。人们在这一方面已经进行了大量的实际资料研究和理论计算。数值模拟计算结果表明，当两层进行合采时，随着两层间渗透率级差的增大，高渗透率层的采收率有所增加，而低渗透层的采收率由于层间的干扰而大幅度下降，而总采收率是下降的。例如采用平均渗透率为0.5μm2，原油粘度为2mPa·s的模型计算，当渗透率级差为1倍的时候，平均采收率为43.89%，当层间渗透率级差为7倍时，平均采收率为38.19%，下降5.7%。表4-1数值模拟计算的高低渗透率层合采参数渗透率级差1234567低渗透采收率,%43.8934.5730.5927.7326.1424.5623.56高渗透层采收率,%43.8946.6747.4948.5049.6851.0052.16平均采收率,%43.8941.1439.2438.5638.2838.2338.19概念模型计算结果203040501234567渗透率级差采收率，％高渗层采收率低渗层采收率平均采收率图4-1最终采收率与层间渗透率级差的关系实际油藏的开发资料也表明随渗透率级差增加，开发效果减小。渗透率级差越大，开发效果越差，所以渗透率级差控制在小于4范围内比较好。当层系内各个小层的原油物性差异比较大时，在开发过程中会出现层间干扰，初期稀油高渗层影响稠油低渗层；当稀油层压力降低到一定程度后稠油层反过来又会干扰稀油层。前苏联细细伯利亚石油科学研究院认为，同一套开发层系内，小层地下原油粘度相差不应该超过3倍。国内胜坨油田的开发资料表明，层间原油物性差异不超过3倍时，开发效果变化不大。一套开发层系内的主力小层不应该太多，主力小层太多会产生层间干扰，同时采油工艺上的管理难度也比较大。但还需要考虑开发层系划分的太细，需要的井数增加，经济效益差，不利于接替稳产。通常的做法是在一套开发层系内分2~3个主力油层，既有利于改善开发效果，同时又有利于层间接替稳产。曙三区地质储量为2244×104t，占稀油动用储量的16%，是曙光油田稀油主力区块之一，目前采出程度22.18%，可采储量采出程度67.61%。受油层出砂影响，曙三区停产停注井多，注采井网不完善。尽管采取了加密调整、大修、侧钻等完善井网措施，但开发效果仍未得到有效改善，主要表现在：一是油藏采出程度低（22.18%）；二是剩余可采储量采油速度低（3.05%）；三是最终采收率低（预测最终采收率26.1%，同标定采收率相差6.7%）。油田开发实践表明，一个油田初期井网不一定是最佳井网，一般需要根据油藏的特性和开发特点，经过再次乃至多次调整才能达到合理。其原则：①.有效地控制和动用绝大多数的油层和储量；②.单井控制可采储量不低于经济极限值；③.在注水开发条件下，保证有较高的注水波及系数；④.确保油田开发速度高，经济效益好。但通常断块油藏对井网及布井方式提出了一些特殊的要求，即：①.为了推迟油井见水时间，必须把单井产量、压差和水锥高度控制在极限范围内，这样生产井数不能过少，井网不能过稀；②.为了延长稳产时间、提高水驱最终采收率，就要求井网能够达到比较高的储量控制程度和水驱波及系数，要求一个合理的井网密度。不是井网越密越好，这样势必降低技术经济效益。4．1．1．1防砂试验区的选择原则针对曙三区油层出砂严重，实际注采井网不完善的矛盾，在总结历年防砂技术的基础上，结合近年钻、完井技术的新进展，探索适合曙三区的钻、完井方式及防砂工艺，逐步加密完善注采井网，改善开发效果。防砂试验区的选择原则为：①试验区应具有一定的代表性；②试验区构造落实，储层发育、连通状况良好，油水关系明确，具有一定的调整潜力；③试验区的开发层系、注采井网、注水方式等与曙三区总体保持一致；④试验区适用于现有的防砂工艺条件。防砂试验区的确定曙三区共有7个四级开发单元，其中杜21块出砂严重、采程度最低，目前采出程度仅为6.52%。通过筛选确定杜21块为先导试验区，重新规划注采井网，部署早期防砂试验井，探索钻井、完井、投产举升及生产管理全过程综合防砂技术含油面积地质储量累产油采出程度采油速度km2104t104t(%)(%)曙38052.5725360.752824.010.53杜164.19536130.944324.430.32杜183.94627175.353427.970.48杜212.2116210.55586.520.05杜231.5213228.836321.850.14杜262.219550.305825.80.34杜282.3733941.045212.110.1合计192244497.793622.180.31表4-2曙三区杜家台分区块开发数据断块4．1．2井网加密调整依据井网密度问题是一个油田开发过程中的主要参数，前人进行了大量的研究，得到了具有指导意义的成果。根据油层的非均质特点、油水流度差异以及油层的分布状况，设计各种注采井网，通过数值模拟来确定各项开发指标和最终采收率，经过综合评价后确定合理注采井网密度。例如前人通过对五点法井网研究得到了不同地层有效渗透率下的合理注采井距大小。从中可以看出杜家台油藏的井距应该在170-184m之间。表4-3五点法井网条件下不同渗透率油藏的合理井距有效渗透率μm20.030.040.050.060.070.080.090.10.110.120.130.140.15井距，m170184198212225239253266280294308321335备注生产压差5.0Mpa，采油速度2%，稳产到含水率70%不同有效渗透率下的合理井距10015020025030035000.050.10.150.2有效渗透率，达西合理井距，m图4-2不同有效渗透率下的合理井距此外，从目前杜家台油藏采用的井网井距也可以说明问题，杜家台油藏目前的井距差距比较大，从150～400m都有，不同的井距开发效果不同。在目前注采动用程度比较好的2,3断块、8断块部分和6断块中，2,3断块的井距在200～700m之间，由于该部位存在一定的边水，砂体物性、连续性比较好，水驱比较完善；而在6断块和8断块水驱完善的部分，注采井距比较小，150～300m之间，平均井距200m，在这样的注采井距下，注采效果比较好，因此实际开发过程中可以参考200m井距设计注采井网，对应的井网密度为25口/km2，该数值也与理论上的研究成果比较一致。4．1．2．1先导试验井组的确定按照确定的早期防砂调整井网方案250m×200m反九点法注采井网的部署，通过上述原则，在断块中部选择了两个井组做为先导试验井组。先导试验井组共有试验井13口，其中注水井2口，采油井11口(其中新井10口、可利用老井1口)。按注水井命名试验井组，分别为曙3-8-503井组和曙3-7-503井组。井数井号井数井号井数井号131110曙3-7-502曙3-7-504曙3-07-502曙3-07-503曙3-07-504曙3-8-502曙3-8-504曙3-08-502曙3-08-503曙3-08-5041曙3-6-03C22曙3-8-503曙3-7-503表4-3杜21块杜家台油层先导试验井组井号表油井总井数水井新井新井井数老井井数从原油物性来看，地面原油粘度Ⅲ砂层组的相对比较高，但是地下原油粘度都小于0.5mPa·s，差异不大，都属于非常好的稀油。表4-4各小层平均渗透率和储量分布小层地质储量104t渗透率10-3μm2小层地质储量104t渗透率10-3μm2小层地质储量104t渗透率10-3μm2Ⅰ11.9933.5Ⅱ11.7724.6Ⅲ16.4517.5Ⅰ210.5442.7Ⅱ238.0374.1Ⅲ28.6417.5Ⅰ310.2553.2Ⅱ333.31126.4Ⅲ325.9467.8Ⅰ42.8439.2Ⅱ449.1289Ⅲ47.3764.1Ⅰ530.1736.5Ⅱ546.04164Ⅲ524.5360.9Ⅰ621.4157.9Ⅱ621.8858Ⅲ613.652.8Ⅰ755138.2Ⅱ756.5899.2Ⅲ76.0915Ⅰ829.6396Ⅱ832.05130.6Ⅲ810.0313.3Ⅰ931.78103.2Ⅱ938.87129.6Ⅲ93.1915合计储量193.61万吨，渗透率平均69.6mdarcy，级差3.8Ⅱ1045.8775.1Ⅲ102.520Ⅱ1130.8147.5合计储量108.39万吨，渗透率平均29mdracy，级差4.5合计储量394.33万吨，渗透率平均99.3，级差3.54．1．2．2应用水平井开发4．1．2．2．1应用水平井开发的可行性及有利性辽河油田油藏地质情况复杂，特别是储层平面变化复杂，断层发育也变化较大，造成直井布井困难，已完钻直井低产井较多。水平井开发，可以提钻井成功率的同时，水平井较小的生产压差可以避免边底水迅速窜升；储层有足够的地质储量，水平井单控储量能够达到40×104t以上；1.水平井较小的生产压差可以有效起到防砂及抑制底水的作用，延长油井的无水采油期，可以合理的利用油层的能量，提高油井产量和油藏采收率；2.增加泄油面积，大幅度提高单井产能；3、提高开发井高产成功率。4．1．2．。2。2国内外水平井开发实践调研总结（1）国外水平井开发实践国外水平井技术比较成熟，应用比较广泛的主要是美国和加拿大。在美国，水平井的最大作用是横穿多个裂缝，提高产能（占了水平井总数的53%），其次是延迟水锥与气锥的出现（占