高含水期注采井距对油层动用状况影响

高含水期注采井距对油层动用状况影响
摘要：分析了油田开发中后期影响油层动用状况的主要因素，主要受油层物理化学性质及布井方式、注采井距、生产压差等因素影响，并对注采井距及产量变化规律进行了探讨。

研究表明，随着注采井距的减小，其注采井间的平均注采压力梯度增大，同时距油井相同位置的地层压力也随之升高。

对于油层物性较好的油层，由于其渗透率高，单井产油能力就较高，其泄油范围就大，可适当加大注采井距。

关键词：注采系统调整；剩余油分布；注采井距；合理井网密度中图分类号： te34文献标识码：a 文章编号：
常用的注水结构调整改善油田开发效果的方法，产油量增加的幅度也越来越小，但是地下可采储量仍然很大。

只有通过注采系统调整或井网加密来合理匹配注采井距改善油田目前的开发效果、减缓产量递减、降低含水上升率。

因此，选择以油田a区某块为例，研究适应油田高含水期的注采井距与油层动用的客观规律，建立合理调整注采井距可行的方法。

1 影响剩余油因素
（1）注采比。

在井网密度和注水生产时间一定时，随着注采井数比的增加，油井受效方向数增多，水驱控制程度提高，注水波及系数也将随之增大，油层动用程度增加；反之当注采井数比逐渐减小，油井受效方向数减少、多向受效率降低，其油层动用程度将随之减少。

某区块部分开发层系注采井数比偏低，诱发套损，严重影
响了某区块油层的动用。

（2）地层压力。

水淹状况较弱、剩余油潜力较大的地区，油层压力比较低；水淹状况严重的地区，油层压力比较高。

对于油田开发中后期主要是指靠近边水、注水井点附近以及生产井较稀的井区。

在单井上，含水高的油井，地层压力高、单井产液量大；含水低的油井，地层压力低、单井产液量低。

进入高含水期后，更加恶化了低压、低渗透层的生产条件，形成倒灌现象，结果低压层的储量根本没有动用，从而限制了放压提液增油的措施。

缩小注采井距，或者提高注水压力，可改变这种状况。

（3）剩余油分布。

①储层非均质性及沉积微相是影响剩余油的根本原因。

非均质相对严重、渗透率相对较低的层位受岩性、物性的影响，剩余油饱和度高。

河道砂体较厚、孔隙度和渗透率较高；河间砂体厚度较小、物性差，河道砂水淹严重，剩余油饱和度低。

②井网和注采系统的完善程度是决定剩余油饱和度高低的主要条件。

由于井网系统不完善，或注采系统不配套，往往会形成注入水未波及区。

另外，注采井数比对剩余油饱和度的高低影响也较大，在注水井较少井区附近，这些井区附近剩余油饱和度一般比较高。

③断层遮挡是影响剩余油分布的重要因素。

断层的存在直接影响了井间油层的连通性和油藏注采系统的完善。

由于断层的遮挡作用，注入水驱扫不到，使断层附近剩余油富集。

（4）储层物性及非均质性。

①平面非均质性。

由于油层沉积环境所处的位置及条件不同，平面非均质性也是非常明显的，对油层
动用的影响也较大。

如砂体几何形态大小及各向连续性的差异、砂体的连通状况、平面上孔隙度和渗透率的变化。

②层间非均质性。

主要考虑渗透率级差变异系数、突进系数以及钻遇率等。

高渗透的厚度比越大，层间非均质系数越小，动用程度越高；高渗透的厚度比越小，层间非均质系数越大，动用程度越低。

此外，还有油层的裂缝和裂缝方向、油层的破裂压力、层理、所要求达到的油产量等因素。

2合理注采井距
（1）中低渗透储层流体渗流特征。

①渗流规律偏离达西定律。

在常规油田开发中，油水在渗流过程中呈现牛顿流体特性，其渗流规律符合达西定律。

研究表明，在中低渗透储层中的原油并不是牛顿流体，它会使渗流规律发生明显变化。

②存在启动压力梯度。

低渗透储层具有非达西渗流特征。

在低渗流速度下，曲线abc段呈非线性关系；随着流速的提高，过渡到线性关系cde段；流速继续提高，则转变为紊流非线性关系efg段。

见图1。

该曲线的主要特点是渗流直线段cde的延长线fedch不通过坐标原点，而与压力梯度轴相交。

达西渗流规律是直线渗流段延伸与坐标原点相交，交点h 称为“拟初始压力梯度”，一般简称启动压力梯度。

图1低渗透储层流体非达西渗流示意图图2一注一采压力梯度计算示意图
（2）启动压力梯度的确定。

采用了类比法得到了某区块的启动压力梯度。

（3）合理驱动半径的求取。

①注水井与采油井。

理论表明，在正常生产下，驱替压力在油井井筒为中心的驱动半径范围内以压降漏斗的形式分布，而在注水井周围则以倒置的压降漏斗形式分布。

见图2。

在油井与注水井、油井与油井、注水井与注水井之间存在一个过渡拐点，某点压力即为地层压力，从此点到对应油井的径向距离为驱动半径，某点处两相邻井地层压力分布曲线的斜率应相等。

根据平面径向流理论，注采井之间驱动半径r处压力梯度系数。

由式（1）可知，对相邻注水井和采油井而言，影响注采井驱替半径的主要因素有注采井距、注采比、储层特性以及注水开发后期的含水率等。

（1）
式中：qw水井注入量，m3/d；qo油井产量，m3/d；ko为油井井底附近储层有效渗透率，μm2；kw为水井井底附近储层有效渗透率，μm2；ho为油井井底附近储层有效厚度，m；hw为油井井底附近储层有效厚度，m；fw为含水率，小数；d为注采井间距，m；rw、r 分别为井筒半径、供油半径，m
②采油井与采油井(见图3)。

此时，两口油井之间驱动半径r处压力梯度系数。

由式（2）可知，对相邻两口采油井而言，影响驱替半径大小的主要因素有井距、储层特性以及两口采油井之间产量大小关系等。

图3两口采油井压力梯度计算示意图图4两口注水井压力梯度
计算示意图
，（2）；，（3）
③注水井与注水井(图4)。

此时，两口注水井之间驱动半径r处压力梯度系数。

由式（3）可知，影响驱替半径大小的主要因素有井距、储层特性以及两口注水井之间注水量的大小关系等。

（4）注采井间平均驱动压力梯度计算公式。

见式（4）。

某式在(rw，d)范围内是连续函数，考虑注采井底流动的方向性，见式（5）。

，（4）；，（5）
公式表明，随着注采井距的减小，注采井间的平均注采压力梯度增大；同时，距油井相同位置的地层压力也随之增高。

随着渗透率的增大，所需最小启动压力梯度降低。

（5）计算实例。

确定出不同渗透率分布区间所需的最小启动压力梯度及注采井距。

对于平均渗透率大于300μm2以上的油层部位，其合理注采井距为350m~500m；对于平均渗透率在200μm2左右的油层部位，其合理注采井距控制在200m~350 m；对于平均渗透率小200μm2的油层部位，其合理注采井距控制在100m~200m左右，比较合理适宜。

如某区块的平均渗透率均为305μm2，注采井距控制在330m左右。

见表1。

表1 注采压力梯度、合理注采井距与渗透率关系计算表
5 结束语
通过理论推导和实际验证，计算开发中后期合理注采井距的方
法，是科学可行的。

合理注采井距是随着油田开发的深入和技术条件的改变而变化的，是一个动态指标。

因此，必须从满足一定注采驱替压力梯度、挖潜中低渗透层段剩余油潜力的角度来确定合理注采井距。

在调整挖潜过程中，应在注采井数比低的区域，适当增加注水井点，提高注采井数比，进一步完善注采系统。

参考文献：
[1] 隋军.油气藏动态研究与预测[m].石油工业出版社，2000.。