低渗透油藏注采井网优化调整研究

低渗透油藏注采井网优化调整研究

[摘要]河74断块沙二下稳油藏为中常压、中孔、低渗、低饱和、稀油的岩性油藏。目前存在储量失控、注采井网不完善、能量保持水平差等问题，针对这些问题，我们根据剩余油分布特点，按照排状注水的井网方式，以300×300m的注采井距部署注采井网，使其最大限度的提高储量和水驱储量控制程度。

[关键词]低渗透油藏储量控制程度注采井网

中图分类号：te348 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）11-0319-01

1 油藏概况

河74断块位于东营凹陷中央隆起带西段，现河庄油田的东北部，主要含油层系沙二下稳沙三段，本次方案仅涉及沙二下稳层系，含油面积2.4km2，地质储量287×104t，标定采收率为21%。该区构造简单，为东西和南北两条断层所夹持的反向屋脊式断块，油藏埋深2550-2700米，平均孔隙度18.6%，平均渗透率为23.8，原始地层压力为36.67mpa，该断块为一中常压、中孔、低渗、低饱和、稀油的岩性油藏。

2 存在问题

河74断块采用反九点部署注采井网，油水井距300米，目前共累计投入油水井43口，累计井网密度为17.9口/km2，目前井网密度为7.1口/km2，目前井网对储量的控制程度仅为56.5%，储量控制程度低。

河74断块因井况问题停井4口，损失地质储量53.1×104t；因拔封井影响停井4口，损失地质储量30.4×104t；其他原因停井4口，损失地质储量18×104t；因无井控制损失地质储量23.4×104t。

①局部区域无油水井控制，造成基础井网不完善

对河74断块进行进一步描述后发现局部砂体厚度较大的油层存在无井控制区。计算含油面积0.19km2，有效厚度12m，地质储量

23.4×104t。

②油水井井况问题及拔封井影响，导致二次井网不完善

河74断块因井况问题停产油井1口，影响日油能力1.6t/d，影响年产能力480t，失控地质储量15.2×104t；停注水井3口，影响日注能力88m3/d，失控水驱储量48.8×104t。

河74断块因拔封停产油井3口，影响日液能力19.4t/d，日油能力3.4t/d，影响年产能力1020t，失控地质储量21.2×104t；停注水井1口，影响日注能力20m3/d，失控水驱储量18.2×104t。

③能量保持水平差，油井产能低

区块天然能量弱，注水后地层压力保持在22mpa。动液面在开发初期变化不大，注水见效后维持在1100m左右，但由于储层渗透率低，压力传播慢，水井周围憋压，注水难度大，地层压力再次下降，目前地层压力16.8mpa，平均地层压降19.87mpa，动液面下降到1564m，月注采比维持在2.5左右。

由于注水量降低，目前断块地层能量低，单井液量低。河74断块目前开油井10口，日液能力平均只有4.36t，平均动液面为

1704m。

3 潜力分析

①在剩余油富集处新钻油井，提高储量控制程度的潜力

该断块因物性和非均质的影响，剩余油主要在砂体边部和断层附近富集。而该断块因井况和拔封井影响，造成目前储量和水驱储量控制程度低，分别为56.5%和52.4%，因此断块具有新钻油井，提高储量控制程度的潜力（见图1）。

同时，该断块存在无井控制区3处，失控地质储量33.4×104t，具有新钻油井提高储量控制程度的潜力。

②在报废井区新钻水井，利用老井转注，提高水驱储量控制程度，完善注采井网的潜力

该断块目前报废拔封水井4口，失控水驱储量74.8×104t，造成目前水驱储量控制程度为52.4%，水驱储量控制程度低，同时由于注水量降低，目前断块地层能量低，单井液量低。河74断块目前开油井10口，日液能力平均只有4.3t，平均动液面为1704m。因此断块具有在报废井区新钻水井，利用老井转注，提高水驱储量控制程度，完善注采井网的潜力。

③注水见效，恢复产能的潜力

该断块注水见效明显，统计断块油井注水见效率为87%，见效后产能可增加到见效前的1.2-1.5倍。因此具有新钻水井恢复地层能量注水见效的潜力。

④提高采收率的潜力

利用经验公式法计算该断块的平均采收率为26.0%。该断块的目前采出程度为14.34%，累计产油量为41.1486×104t，因此，从理论计算来说，该断块水驱阶段的采出程度还有11.66%的上升空间。

4 工作量部署

根据剩余油分布特点，为了最大限度的提高储量和水驱储量控制程度，按照排状注水的井网方式，以300×300m的注采井距部署注采井网。方案共更新油井5口，更新水井4口，扶停油井1口，转注油井1口，预计新增日产油量40t/d，控制地质储量56.1×104t。新增日注水量120m3/d，控制水驱储量72.3×104t（见图2）。

5 指标预测

方案实施后，预计河74断块沙二下稳层系储量控制程度从56.5%提高到82.6%，水驱储量控制程度从52.4%提高到81.1%，注采对应率从65%提高到72.8%，双向以上对应率从29%提高到61%，油水井共26口，油水井数比为1.4：1。油井开井15口，日液151t/d，日油74t/d，含水51%，动液面1160m，水井开井11口，日注332m3/d，注采比2.0。新增产能1.21×104t。采油速度0.77%，稳产3年，采收率提高4.28%，可采储量增加12.3×104t（见图3）。