低渗油藏井网适应性论证-以青海油田南翼山V油组为例.docx

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低渗油藏井网适应性论证——以青海油田南翼山V油组为例

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摘要：本文根据各项动静态资料和油藏工程理论，对油藏各类开发指标进行计算，对南翼山Ⅴ油组加密后井网适应性进行论证。找出制约油藏开发效果的主要矛盾。并进一步从井网适应性着手提出了改善油层开发效果的调整方案，对改善南翼山油田开发现状有重要现实意义。

关键词：低渗油田井网加密井网适应性

1、南翼山Ⅴ油组概况

南翼山构造Ⅴ油层组主要为（下油砂山组）沉积，其相序在纵向上为半深湖相与浅湖相频繁交替，半深湖相相对发育。该油层组在平面上分布稳定，连片性好，储层分布稳定。Ⅴ油层组储层岩性以碳酸盐岩为主，孔隙度峰值集中分布在8.5%～14%，平均孔隙度为11.1%；渗透率主要分布在0.1～12.8mD，平均渗透率为2.43mD，系低孔—特低渗储层。

2010年11月～12月，南翼山Ⅴ油组投产NⅤ10-2井与NⅤ6-2井，随后以“270×370水平井+直井”开发模式开发，其中包含直采井34口、水平井10口。在开发过程中，该井组存在的问题主要为：①纵向上缺乏对主力产层的识别，且分布不集中；②水井注不进水、油井采不出油。为进一步优化该油组开发方式，2016年该油组井网调整为“270×185水平井+直井”的开发模式开发，对该井网中5个井组进行菱形反九点直井加密，但注水见效慢现象依旧存在，注水不受效井数量依旧多。以有效提高难采储量动用程度为目的，2018年底该油组开始尝试大规模部署加密长井段水平井。

截止2018年12月，南翼山Ⅴ油组共部署油水井89口，其中直采井52口，水平井12口，注水井25口，平均单井日产油量1.16吨，平均单井日注水量11.32方；年产油量1.91×104吨，年产液量3.13×104方，年注水量9.1×104方；累计产油量14.2×104吨，累计产液量36.70×104方，累计注水量59×104方，综合含水率62.9%，可采地质储量的采油速度1.73%，采出程度6.7%。

2、井网适应性评价

2.1注采极限井距

根据渗流力学理论，在等产量源汇稳定径向流的水动力场中，与主流线垂直等距离汇源处的渗流速度最小，可建立如下渗透率与极限井距的关系曲线方程：

（1）

其中，R--极限井距（m）；--井筒半径（m）；--注采压差(MPa)。

南翼山油藏Ⅴ油组分别在15、20、25MPa注采压差，流度为0.3～1.3条件下，绘制极限井距与流度的关系曲线（图1），从图（图1）中可以观察出，流度越小，注采压差越小，建立有效驱替压力的极限井距越小。根据南翼山Ⅴ油组流度0.8和注采压差23MPa，可以得出注采极限井距为120～130m。

图1不同注采压差下技术极限井距与流度关系

从启动压力角度考虑，主流线中点处压力梯度应大于启动压力梯度，即

（2）

其中，--油层静压（MPa）；--井底流压（MPa）；--地层注采井距(m)；--井筒半径(m)。

贾振岐[4]（2007）等人利用低渗透岩心驱替实验数据，回归启动压力梯度与渗透率，得到经验公式（3）：

（3）

为启动压力梯度(MPa/m)。

由（3）式可计算得到南翼山Ⅴ油组启动压力梯度为0.0467MPa/m。

因此，主流线中点处压力梯度应满足：

计算得出极限井距为110m。

由此可以得到结论：无论是从渗流力学角度还是从启动压力角度考虑，目前南翼山Ⅴ油组加密井距270m，难以建立有效的驱替关系。

2.2合理油水井数比

合理油水井数比，是指油田在开发总井数一定，且井底流压一定的条件下，能获得最大采液量的采油井和注水井的井数比。通过室内实验获得的相渗曲线，可以采用流度比平方根法求取合理油水井数比：

（4）

其中，--油水井数比,--地下原油粘度()；--地下地层水粘度()；--原油相对渗透率；--水相对渗透率。

图2Ⅴ油组不同含水阶段油水井数比变化

根据南翼山Ⅴ油组油藏基本参数，可以计算得到不同开发阶段相应的合理油水井数比（表1）。

表1南翼山Ⅴ油组不同开发阶段合理油水井数比

同时也可以采用吸水、采油指数法求合理油水井数比计算公式：

开发阶段

合理油水井数比

低含水阶段（含水率0～20%）

6∶1～4∶1

中等含水阶段（含水率20～60%）

4∶1～3∶1

高含水阶段（含水率60～90%）

3∶1～2.5∶1

（5）

其中，R--合理油水井数比；--单井日稳定注水量()；--注采比；--平均地层压力(MPa)；--采油指数()；--原油密度()；--原油体积系数；--注水井流动压力(MPa)；--含水率(%)。

根据计算得出合理油水井数比为3∶1。

从计算结果可以得到，目前南翼山Ⅴ油组形成有注采对应