相控结合线性注采井网在重力浊积流油藏中的应用

【摘要】重力浊积流油藏具有非均质性强、连通差、物性差的特点，常规的面积注采井网不能适应储层非均质性强的特点，平面、纵向水驱动用差，影响水驱开发效果。根据油藏地质体特征结合试注开发的注水特征，采用新型的相控注水原则调整井别，对主力相带注水，高注低采、厚注薄采，实现平行物源的线性注水，能够实现重力浊积流油藏有效注水开发，该井网在辽河油田L35块投入应用后取得了较好的开发效果。

【关键词】相控注水 线性注水 重力浊积流沉积 注水井距

水下重力流储集砂体具有纵向上沉积层系多、储层砂体平面分布不稳定的特点，该类油藏采用常规的面积注采井网，很难适应油藏的自身特点，易于出现平面、纵向水驱动用不均衡，水驱动用程度低，且因储层吸水效果差导致，憋压住不进的现象，不能实现油藏的有效注水开发。

辽河油田L35块是典型的重力浊积流油藏。区块纵向上发育6 套油层， 主要含油层段为沙河街组三段， 油藏埋深-2500-3200 m。粘土矿物绝对含量为5.96% ， 平均孔隙度11.4%，平均渗透率为7.43×10-3μm2，属低孔、低-特低渗储层。

L35块于2001年采用一套层系正方形井网250m井距投入开发，于2006年采用反九点法面积注水井网进行试注开发，试注井网分别采用250m和176m井距。注水后，试注区域地层压力开始稳中有升，产量递减趋势得到了改善。但在注水后注入压力开始逐渐上升的，并最终保持在20～25MPa高压注水。平面上，油井水驱受效状况差异大，注水受效率低，部分井发生水窜；纵向上，水驱动用程度低，仅部分物性较好的层位吸水效果好，总体试注效果不佳。

2 注采井网、井距优化

在试注过程中，对于重力浊积流油藏其沉积特征是影响注水的主要因素。在纵向上，根据吸水剖面测试资料，物性较好的河道相储层平均相对吸水量在57%，而物性一般的漫溢相平均相对吸水量在15%，物性差的边摊相基本不吸水。在平面上，处于有利相带的井吸水效果也要明显的由于不利相带的井，为了确保能注进水应以相控注水为原则，在主力的河道相带注水。

为了更加准确的研究L35块的相关注水开发方式的开发效果，根据L35块主体的油藏特征和开发状况，开展了数模机理研究，对比了反九点法面积注水和相控注水的方案，结合储层综合评价的结果，在相控注水方案中，注水井在四个一类储层中尽量分别在河道相注水，而纵向上考虑概率相，确保注水井在四个主力的储层中尽可能多的在河道相注水，其井网示意图（见图2、图3）。对比生产10年的生产情况（图4），相控注水在生产10年后其采出程度为16%，而面积注水仅为12%，表明相控注水整体的开发效果较好。

在L35块试注开发过程中，压裂裂缝也是影响注水效果的主要因素。沿裂缝方向注水突进速度快，易形成水流优势通道，发生水窜。国内外低渗砂岩油田的开发实践证明，由于储层物性差，注入水沿天然裂缝和水力裂缝窜流明显，该类油藏应采用矩形井网，井排与裂缝平行，使注入水垂直裂缝走向向采油井方向驱油，即线状注水，才能最大限度地提高油层的波及体积。

通过上述分析冷35块注水见效特征受储层物性、沉积物源方向等因素影响，采用相控注水原则调整井别，具体纵向上考虑概率相，对主力相带注水，高注低采、厚注薄采，实现平行裂缝的线性注水。为了保证注水效果，应该在平行裂缝方向拉大井距、垂直方向缩小排距。

通过经验公式计算结合类似油藏开况，对于特低渗透油藏：井距=2～3倍排距，而对于致密油藏：井距=3～4倍排距，确定L35块的合理注水井距为350m，合理的注采排距为176m的注采排距是合理的（见图4）。

3 应用效果

自2009年起，在L35块开展了相控结合线性注水调整，在油藏北部选择优势相带转注3口井实现小井距相控注水，同时对现有小井距注水井组进行对应注水调整。调整后，日产油由18t/d提升到43.6t/d，含水有47.7%将至37.8%，动态水驱控制程度由51%提升到86%，调整区域的压力出现回升趋势，由于注水对于调整使吸水指数上升，注水效果得到了明显的改善。

4 取得认识

（1）注采井网应根据地质体特征进行部署，通过试注分析认为沉积和水力裂缝是影响注水的主要因素，依据试注效果，采用相控注水方式，确保注进水，并采用平行裂缝方向的线性注水扩大注水的波及体积，从而实现有效注水开发。

（2）重力浊积流油藏油砂体分布范围小，连续性差，必须用较小的井距，较大的井网密度，才可以提高井与井之间的油层的连通程度。为了保证注水效果防止水窜，应在平行裂缝方向拉大井距。因而注采井网以本着大井距、小排距的形式进行部署。

参考文献

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作者简介

张帅仟，工程师，1981年生，2007年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发专业，现从事油气田开发工作。