西峰油田董志区井网适应性评价

摘 要：西峰油田董志区采用菱形反九点及矩形井网建产，由于该区裂缝复杂，区域见水明显，含水上升速度快，产能损失严重。针对这一开发特征，本文主要研究开发过程中部署井网对油田开发的适应性，通过对比白马南的开发井网及特征，总结渗流规律，研究出董志区合理的开发井网，为后期的扩边建产提供有利方向。 也为后期的措施挖潜及稳产方向奠定基础。

关键词：井网 适应性评价

一、前言

董志区是西峰油田主力开发区块之一，属特低渗裂缝岩性油藏，储量丰度低，储层平面、剖面非均质性强，相变复杂，后期成岩作用较强，使得后期油田开发管理难度加大。该区开发以来，表现的主要矛盾为区域性见水日渐突出，递减幅度大，单井产能低，因此结合这些开发矛盾，本篇重点研究董志区井网的适应性及对开发的影响，提出下步的井网部署建议。

二、井网适应性影响因素

董志区投入开发将近6年之久，目前井网的注水见效状况、见水特征、地层压力保持状况、水驱动用程度以及递减规律已明显展现，研究不同井网的开发效果以及特低渗透油藏的合理井网是当务之急，这给后期的注采调控以及扩边建产的井网调整提供有利依据。

1.井网设计

选用合理的注采井网，是实现油田高效开发及稳产的基础。对于低渗透油藏，井网是否合理主要从三方面衡量：一是能否延长无水采油期，提高开发初期采油速度；二是能否获得较高的最终采收率；三是井网调整是否具有较大的灵活性。

董志区主要是以菱形反九点及矩形井网建产，其中菱形反九点井网部署方向为NE75°，为了适应裂缝性油藏特征，沿裂缝方向井距为垂直裂缝发育方向排拒的4倍（540m），排距的设计主要依据是渗透率大小。由于董志物性较白马南物性相对较差，因此排距为130m（白马南220m）。矩形井网540×80m，设计特征为：井排平行于裂缝的延伸方向，驱油方向垂直于主导裂缝方向，较好的避开裂缝方向，延缓含水上升速度。

2.储层物性对水驱效果的影响

对比我区开发的两大主力区块，储层物性各有差异，董志区：油层平均厚度13.9m，平均孔隙度9.86%，平均渗透率0.7×10-3μm2，油层原始地层压力15.8MPa；白马南：油层平均厚度12m，平均孔隙度10.3%，平均渗透率1.43×10-3μm2，油层原始地层压力16.5MPa。从白马南到董志物性变差，粒间孔所占比例逐渐变少，溶孔增高，面孔率降低，平均孔径变小。渗流难度增大。

3.裂缝系统对水驱效果的影响

董志区长8特低渗透储层由于压实作用强，脆性大，沉积过程中受地质应力、沉积微相带展布、构造部位及岩性控制等作用影响，普遍发育裂缝方位为北东方向的高角度斜裂缝。裂缝的发育，一方面为油水运动提供了良好的渗流通道，另一方面由于低渗透油藏裂缝与基质间存在较大差异，注入水沿裂缝发生水窜，加剧了平面矛盾。分析裂缝系统对董志区的开发影响主要表现为以下几个方面：

3.1裂缝为低渗透油藏提供了良好的渗流通道

董志区平均渗透率仅为0.7MD，裂缝为油水运动提供了较好的渗流通道，能较好的运用裂缝，可较好的提高油藏相对渗透率，从而获得高产。

董志区裂缝密度高：在董志区钻井412口井中，钻遇天然裂缝井2口（董82-51、董81-42），裂缝密度达到2.187条/100m，相比西峰油田其他区块均较高。

3.2裂缝对水驱方向起控制作用，加剧了平面矛盾。

由于在裂缝性油藏中微裂缝为油水渗流的主要通道，存在裂缝性渗流和基质渗流两种渗流，侧向井由于阻力大，注入水推进速度慢，见效时间慢，油井见效幅度低。如董志西25区，2006年全面投入开发，侧向井投产初期3个月，产能损失38.7%，开发两年后，侧向井平均地层压力10.6MPa，油井见效幅度低，单井产能低。

三、调整方案

1.水淹井实施高含水暂关

由于董志区的菱形反九点井网表现出油田开发过程中的见水快，产能损失严重，因此，实施高含水暂关能有效地改变水驱方向，提高水驱效率，最终实现提高采收率的目的。截止2010年9月底，董志区共对35口水淹井实施高含水暂关，有效的改变水驱效率，提高最终采收率。

2.水淹井转注

由于注水沿裂缝方向推进，导致见水区压力保持水平较高，未见水区地层能量不足，产量呈下降趋势。因此，为了实现区块压力平衡，对见效低的水淹区实施转注，促使边部油井见效。截止2010年9月底，董志区共转注12口井，从转注曲线可以卡出，转注能有效的控制区块递减，但由于董志区裂缝发育，含水也随之上升，与2008年12月相比，含水上升18%23.7%5.7%。因此，董志区不适于对水淹井大面积转注，仅对井网不完善区、压力保持水平较低、产量下降幅度较大区实施部分井组实施转注。

3.注水政策调整

对比注水强度及自然递减，高注水强度有效开启裂缝，使得含水上升速度快，产能损失严重，递减大。通过历年的注采调整，董志区注水强度1.63 m3/m.d，区块递减趋势出现明显减缓，含水上升率明显下降。2010年各项开发指标逐年变好，递减率下降，含水上升井数明显减少。目前单井产能稳定在1.29t/天.口。

五、结论

1、由于储层物性平面非均质性，各区块部分区域存在相对低渗区，驱替系统未建立，同时部分区域主向井水淹现象明显，造成储量失控，油井开井数减少，产量递减大。目前通过及时进行注采调控室保持油田稳产的基本手段。

2、董志区裂缝发育错综复杂，见水方向多一，因此对水淹井实施高含水暂关能有效改变水驱方向，也能缓解周边油井的见水速度。而转注油井能有效补充地层能量，但由于井距缩小，注水井增多，使得含水上升幅度较大。

3、高注水强度开采能有效的补充地层能量，但是见水区与未见水区的压差较大，开发矛盾突出，并且也加剧了裂缝方向油井的含水上升速度。因此小注水强度开采缓解了油田开发矛盾，且降低了含水上升速度。

参考文献

[1] 彭昱强，涂彬，魏俊之，何顺利；油气田开发井网研究综述[J]；大庆石油地质与开发；2002年06期

[2] 刘子良，魏兆胜，陈文龙，马立文；裂缝性低渗透砂岩油田合理注采井网[J]；石油勘探与开发；2003年04期