确定合理注采井距改善文99南块开发效果
【摘要】文99南块是文东99块向南滚动扩边逐步投入开发的，由于注采井距大，井网密度小，储量控制程度低，水驱运用状况差。
通过不同方式注采井距的研究，确定文99南开采合理井距为
200-210米，并依此结果进行部署，取得较好成果。
【关键词】注采井距井网密度控制储量开发效果
2.1 局部井网不完善，井网控制程度低
南部有油水井12口，主要分布在沿徐楼断层的构造高部位，井网控制程度低。
目前井网控制储量60×104t，平均单井控制储量5.0×104t。
局部区域储量无井控制，井网极不完善，未控制储量42×104t，主要分布在中部、北部和沿断层的构造低部位。
2.2 注采井距大，水驱动用状况差
南部原有3个注采井组，对应油井4口，平均注采井距273.3m。
由于渗透率低、注采井距大，储层变化大，水井注水困难，水驱动用状况差。
平均注水压力37.5mpa，平均单井日注水35m3。
油藏水驱控制储量22.9×104t，水驱控制程度22.5%，水驱动用储量13.5×104t，水驱动用程度13.2%。
3 剩余油潜力分析
文99南块地质储量102×104t，累积产油量6.24×104t，采出程度6.12，水驱控制储量56.1×104t，水驱控制程度55.0%，水驱动用储量34.9×104t，水驱动用程度34.2%，与目标采收率18.6%相比，剩余可采储量12.76×104t。
纵向上：目前剩余可采储量主要集中在沙二下4、5的一类层剩余可采储量10.67×104t，占总剩余可采储量的80.2%。
平面上：剩余储量主要分布在未完善区和井损区，分别占总剩余可采储量的40.2%、43.8%。
4 合理井距研究
合理开发井距主要考虑以下两点：
（1）井网密度保证足够的单井控制储量；
（2）井网密度必须适应储层连通性，尽可能提高水驱控制程度和采收率。
4.1 有效驱替压力梯度下的最大注采井距
胜利油田地质研究院研究了低渗透油田的渗流机理，确定了极限供油半径与有效驱
（式2）
利用上述公式，制作不同渗透率储层在不同生产压差下的极限注采井距图版。
根据图版，可以确定不同类型储层在不同生产压差下的极限注采井距。
根据生产资料统计，目前文99南块有效驱替压差为12mpa 左右，空气渗透率为30-35md，得出极限注采井距为222-252m。
4.2 储层发育及连通状况分析注采井距
在200、250、300米井距下，文99南块砂组油层连通率分别为77.4%、61.2%、55.0%，当井距缩小到250m以内时，连通率基本已能满足开发的需要；当井距缩小到200m以后，继续缩小井距，连通率提高的幅度很小，因此控制注采井距在200-250m。
4.3 油藏注采见效状况分析注采井距
文99南块4个试注井组，对应油井7口，其中见效井组3个，见效油井5口，见效注采井距210-400m，平均注采井距270m。
4.4 注采井距的确定
综合考虑以上几面的研究结果，优选该区井距为200～250m。
5 开发效果
2010年以来文99南块共实施工作量21井次，其中新钻井4口（油井2口，水井2口）；老井配套措施工作量17井次，其中油井工作量11井次，水井工作量6井次。
（1）以储层、沉积相研究为基础，通过部署新井缩小井距，加密井网，并根据小层沉积微相发育特点，有针对性的实施注采完善。
部署实施新钻水井2口文99-28、w99-26。
投注后注采井距由273米缩小到220米，油层连通率由30.4%提高到71.8%，提高了41.4个百分点。
增加水驱控制储量6.7×104t，增加水驱动用储量4.0×104t。
对应油井很快见到注水效果，增加油井受控方向4个；新增见效井3口，初期日增油28.6t，累增油3624t。
（2）通过水井挤堵重炮、酸化等措施实现二三类层有效动用。
缩小井距，通过封堵一类层，重炮、酸化二、三类层，启动未动用层，增加水驱控制储量2.1×104t，增加水驱动用储量2.57×104t。
文99南块油藏开发效果得到明显好转，采油速度增加0.12%，自然递减由40.13%下降到24.1%，综合递减由43.53%下降到25.05%。
6 结论
（1）通过经验公式和区块生产过程中的实际事例，确定了文99南块的合理注采井距。
（2）对于低渗透油藏合理的注采井距可以改善油田开发效果。
参考文献
[1] 王熙华.利用启动压力梯度计算低渗油藏最大注采井距.断
块油气田，2003。
