基于井网差异性研究优化注采调整对策
发表时间：2019-10-24T15:54:55.413Z 来源：《科学与技术》2019年第11期作者：杨红
[导读] 对不同类型剩余油分类部署井网，优化中渗油藏开发中后期的井网配置，形成了适合本油藏特点的井网配置技术。
中石化胜利油田现河采油厂郝现管理区
摘要：研究油区中低渗透油藏为主，独特的地质特点造成了目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值严重，部分单元井网井距不适应；注采井距不适配，驱替不均衡；单井产注能力低等问题。在沉积微相研究的基础上，运用单砂体平面图和沉积微相图叠合法，通过勾绘含水分级图来半定量研究分析水淹状况及剩余油潜力。井网适配差异调整技术就是针对中低渗油藏的上述问题，通过优化调整，提高注采井网的有效性；转变思路，变单一措施为开发技术；精细注水，实现油藏有效均衡驱替，进一步夯实中低渗油藏稳产基础，取得了较好效果。
关键词：井网井距不适应；井网适配差异；均衡驱替；注采调整
不同类层单独组网，既一类层、二三类层单独组成独立的注采井网，是中渗油藏后期保持稳定开发的必要手段。油藏经过多年的注水开发，层间和平面矛盾突出，加上油水井合注合采，注水及见效见水关系复杂，注水流线模糊，剩余油分规律性差，认识困难。为改善油藏开发效果，利用沉积微相精细描述技术开展单砂体沉积微相研究，明确沉积微相展布规律，在沉积微相控制下开展单砂体相控剩余油研究，定量定性描述剩余油分布，针对不同类型剩余油分类部署井网，优化中渗油藏开发中后期的井网配置，形成了适合本油藏特点的井网配置技术。
1 前言
中低渗油藏动用含油面积123.4平方公里，动用地质储量1.08亿万吨，主要包含沙三段、沙四段两套含油层系，其中沙三段油藏主要分布在中央隆起带西段，埋藏深度在2950-3500米，主要为多层透镜体、及单一岩性储层；沙四段油藏主要分布在南坡地区通王断裂带、洼陷东缘地区，埋藏深度从1340-3100米，主要为构造复杂的多薄层、及部分构造简单的单一岩性储层。中低渗油藏地质储量比重占采油厂已动用储量的31.3%，是保持可持续稳定发展的重要阵地。
2 井网适配调整的背景
油区中低渗油藏主要以浊积砂岩油藏为主，标定采收率18.3%。油区中低渗透油藏目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值性严重，部分单元井网井距不适应；注采两难与水淹水窜并存，平面层间动用不均衡；能量保持水平低，单井产注能力低，油藏潜力发挥不充分等问题。2016年以来，中低渗油藏以提高注采井网的适应性及有效性为目标，通过区块的持续加密调整，对其他区块立足“数砂体完善”，在不打井的情况下，通过井网适配，协调注采关系，进一步夯实稳产基础，取得了较好效果。
3 井网适配调整的主要做法
3.1 优化方式，提高注采井网有效性。
3.1.1 “三定一优”矢量井网加密。
针对平面非均质性严重、注采井距大的问题，在深化储层物性、非均质性、地应力研究的基础上，实施“以地应力定井排方向、分区域定注采井距、分情况定矢量调整对策、优化注水方式”的“三定一优”矢量井网加密，提高采收率。调整后，区块水驱控制程度提高7.7%,自然递减率为降低4.5%，注采对应率由77.3%上升至80.9%；层段合格率提高5.4%；水井治理初见成效，地层能量得到一定补充，油藏稳产基础得到进一步增强。
3.1.2 核注翼采，转方向，调流线。
针对储层非均质性差异造成砂体核部水淹水窜现象，通过转注变流线，提高波及面积。2016年，砂体核部转注工作量实施8井次，油井见效率68%，起到了防止水窜，调整流线，确保油井见效的良好效果。
3.1.3 水转油，井网归位，提高储量控制。
针对区块井网不完善的现象，优选水井转油井，井网归位，提高储量控制程度。水转油井网归位工作量实施6井次，效果显著，目前已累计增油4349吨。如区块的A井2016年1月水转油，井网归位后效果明显，初期日增油5.1吨/天，累增787吨。
3.1.4 立足砂体井组式完善。
针对中低渗油藏部分单元砂体零散，井网不完善的问题，2016年加大了立足砂体、井组完善力度，首先通过水井强化注水，提高地层能量，特别是补孔未射层，增加油水井注采对应率，实现油井注水见效；然后通过油井补孔水井对应注水层，提高油井产能。统计2016年共实施油井工作量25口，已累增油6159吨。
3.2 转变思路，变措施为井网完善方式。
2016年坚持将工艺技术发挥到极致，最大限度提高工艺性价比的理念，将水力压裂和水力径向射流技术从增产增注措施转变为井网完善方式，利用压裂裂缝和径向钻孔适配井网，实现压头前移，实现实际注采井距满足理论注采井距的需求。
3.2.1 变压裂增产措施为井网完善方式。
2016年以来区块实施老井压裂适配井网8井次，建立了有效的驱替压差。如B井区设计压裂半缝长120米。该井实施后初增能3.3吨/天，累增687吨。
3.2.2 水力径向射流，平面变方向变长度，纵向变孔密变长度对井网进行适配。
区块共实施水力径向射流13井次，使井网得以有效适配。平面变方向变长度：如C井，根据理论测算，技术极限井距240米，实际注采井距327米。为改善井网适应程度，实施水力径向射流，在北东130°和北东310°各钻3个孔，避开主流线，挖掘分流线剩余油。水力径向射流后有效注采距离缩短到230米，对应油井也见到效果，日油由3.3吨/天上升到6.1吨/天。纵向变孔密变长度：如对层内吸水差异大的问题，对不同岩性段，不同渗透率层段通过变射孔孔密及钻孔长度，根据吸水剖面测试，吸水差异得到改善。
3.3 精细调整，实现油藏有效均衡驱替。
3.3.1 堵调结合，均衡三场。针对井组平面水驱不均衡问题，开展堵水试验。堵调实施10天后对应油井相继见效，井组日油比调前增加5吨/天，综合含水下降了10.7%，井组累增油260吨。
3.3.2 矢量配注，激动压差。针对部分井组注水见效差、水淹水窜现象，加大矢量调配工作，激动压差、均衡注采流线，保持井组产量的相
A油田井网优化调整可行性研究 摘要:分析了A油田高含水期产量递减、含水上升的主要影响因素,并提出了井网优化调整方式。利用数值模拟、综合分析等方法对A油田一断块的油层动用状况、剩余油分布情况进行了研究,阐述了窄小砂体油田高含水期井网优化调整的可行性及方法,为进一步改善油田开发效果提供借鉴。 关键词:井网优化窄小砂体剩余油注采关系 一、主要影响因素 (1)砂体发育规模小且分布零散。研究表明,A油田主体河道砂呈南北向分布,砂体宽度100-200m,同排相邻2口以上的井钻遇同一条河道砂体井数仅占钻遇河道砂体井数的6.9%。与长垣北部油田相比,单层厚度较薄,砂体发育规模较小,侧向连续性和连通性较差。 (2)单向连通比例大。A油田水驱控制程度72.9%,其中单向连通比例高达36.3%。各类微相中,连通比例范围在3.6-35.9%之间,反映出不同微相间水驱控制程度差别较大。 (3)部分区块油水井数比大。A油田目前总油水井数比为1.90,正常开井的油水井井数比为1.92,五个断块油水井数比都在2.0以上,说明A油田目前井网仍然不适应,从单砂体来看,普遍存在有注无采、有采无注等情况。 二、井网优化调整可行性研究 2.1加密调整对象 (1)目前井网控制住的砂体,但因注采关系不完善或物性差而没有动用、动用差的储层。 (2)因砂体发育规模小,原井网控制不住,而新井网能够钻遇的砂体。 2.2加密调整潜力 (1)原井网未动用和动用差的储层潜力。根据A油田一断块60口井环空测试资料统计,平均单井未动用和动用差的厚度为2.07m。 (2)井网控制不住的储层潜力。统计A油田二次加密井完钻后可调厚度情况,平均单井新钻遇砂岩层数为1.2个,占可调层数的27.9%,钻遇厚度为1.2m,占可调厚度的25.6%,新钻遇砂体比例较高,说明A油田砂体规模小、分布零散,井网对砂体的控制程度低,具有一定的加密调整潜力。
三、多分支水平井井身结构 多分支水平井是指在主水平井眼的两侧不同位置分别侧钻出 多个水平分支井眼，也可以在分支上继续钻二级分支，因其形状像羽毛，国外也将其称为羽状水平井等。多分支水平井集钻井、完井和增产措施于一体，是开发低压、低渗煤层的主要手段。煤层气多分支水平井工艺集成了煤层造洞穴、两井对接、随钻地质导向、钻水平分支井眼、欠平衡等多项先进的钻井技术，具有技术含量高和钻井风险大的特点。目前美国、加拿大、澳大利亚等国应用多分支水平井开采煤层气已取得了非常好的效益，而我国处于刚刚起步阶段。2005年廊坊分院组织施工的武M1－1羽状水平井顺利完钻，该井垂深达900m，是世界最深的一口煤层气羽状水平井。2005年底山西晋城大宁煤矿完成DNP01、DNP02两口羽状水平井，每口井的日产气量约为2～3万方。2006年2月中联煤公司完成了DS－01井的钻井施工，目前该井处于排水阶段。与此同时，华北与CDX、长庆、辽河、远东能源等国内外企业都已启动了羽状水平井开发煤层气的项目。多分支水平井是煤层气高效开发方式的发展趋势，该技术的普遍应用必将为煤层气的勘探开发带来突破性进展，在我国掀起开发煤层气的热潮。 1 煤层气多分支水平井钻井技术难点分析 煤层气多分支水平井工艺集成了水平井与洞穴井的连通、钻分支井眼、充气欠平衡钻井和地质导向技术等，这是一项技术性强、施工难度高的系统工程。同时为了保持煤层的井壁稳定，煤层段一般采用小井眼钻进（φ152.4mm井眼），因而对钻井工具、测量仪器和设备
性能等方面都提出了新的要求。煤层气多分支水平井面临的主要难点可概括为如下几点： （1）煤层比较脆，而且存在着互相垂直的天然裂缝，而这种脆性地层中钻进极易引起井下垮塌、卡钻等复杂事故，甚至井眼报废。 (2）煤层易受污染，储层保护的难度大，一般需采用充气钻井液、泡沫或清水等作为煤层不受污染的钻井液体系。 （3）由于煤层埋藏比较浅，同时井眼的曲率较大，钻压难以满足要求，同时钻水平分支井眼时钻柱易发生疲劳破坏，导致井下复杂。（4）煤层气多分支水平井工艺属于钻井新工艺，涉及到许多新式的工具和仪器，例如用于两井连通的电磁测量装置、小尺寸的地质导向工具和高效减阻短节等，目前这些装备和仪器在国内仍是一片空白。 2 井眼剖面设计与轨迹控制技术 2.1 井眼剖面优化设计 因为煤层一般较浅，所以煤层气多分支水平井主水平井眼采用消耗较少垂深而得到较大位移的理念进行井身剖面设计，从而达到更大的水垂比。煤层气多分支水平井井身剖面设计主要考虑的因素有钻机和顶驱设备的能力、井眼的摩阻/扭矩大小、钻柱的强度、现场施工的难易程度等因素，主要有以下几项设计原则： 2.1.1 主井眼入煤层方位的确定 考虑煤层的产能优化和井壁稳定，尽量让进入煤层的井眼方位垂直于煤层最小主应力方向。
文 79小块相控井网优化配置技术研究 X 邵智敏 (中原油田分公司采油四厂,河南濮阳 457176) 摘 要:文79小块油藏属高压低渗油藏,储层平面、层间非均质性较强,导致油藏平面见效不同步,层间储量动用不均衡,开发井网对剩余油适应性变差。2011年以来,针对油藏存在的矛盾,开展了沉积微相研究、剩余油分布规律研究及井网配置关系研究,并应用于矿场实践,油藏注采井数比由1∶1.2提高到1∶1,储量动用程度由47.2%上升到54.3%,增加7.1个百分点,采油速度由0.12%提高到1.15%,提高1.03个百分点,油藏采收率提高6个百分点,开发效果得到较大改善。 关键词:文79小块;难动用储量;细分沉积单元;井网优化配置 中图分类号:T E32+ 4 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0103—02 文79小块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部,属高压低渗油藏,平均油层中部深度3100m 左右,平均孔隙度为15.6%,储层总体非均质性较强。文79小块经过近二十多年的勘探开发,已进入中后期。层间储量动用不均衡,开发井网对剩余油适应性变差。2011年以来,针对油藏存在的矛盾,开展了沉积微相、剩余油分布规律及井网配置关系的研究,并应用于矿场实践,开发效果得到较大改善。1 相控井网优化配置研究 1.1 沉积微相研究 文79小块沙二下亚段沉积沉积环境为间歇性涨缩湖盆。将文79断块区与文33断块区整体研究,认识到:一是物源主要来自西部;二是由北向南水动力条件逐渐变弱,水下分流河道砂体规模变小。本次研究以文33块沙二下沉积剖面为基础,利用原标志18个,增加辅助标志19个,展开文南全区地层对比划分,制作多条剖面对比闭合,统一文南油田沉积单元对比划分标准,将该区沙二下亚段由46个小层划选择SRME 的方法去除)通常对于海底鸣震这样的短周期多次波可以选择预测反褶积方法压制多次,而海底多次波则选择SRME 方法压制。 [参考文献] [1] D .J .Ver schuur 著,陈浩林,张保庆,刘军等 译.地震多次波去除技术的过去、现在和未来[M ].北京:石油工业出版社. [2] 文鹏飞,徐华宁.952南区多道地震多次波压 制方法[J].南海地质研究,94～99. [3] 张金强,牟永光.多次波压制的自适应方法 [J].石油地球物理勘探,2002,37(3),209～ 215. [4] 闫桂琼,何玉华,龚建明,等.多次波压制技术 适用性分析[J ].海洋地质动态,2010,26,(8),42～45. [5] 李丽君.改进的波场外推海底多次波压制方法 [J ].海洋地质前沿,2011,27(4),61～64. [6] 李丽青,梁蓓文,徐华宁.海上单道地震资料中 多次波的衰减[J].2007,46(5):457～462.[7] 李鼎民,王克明,仵永强.新疆伊犁地区多次波 压制技术应用研究[J].2008,30(3):232～233. The overview of marine data multiple wave attenuation technology XU Yun-xia (Guangzhou Marine Geology Survey,Guangzhou,510760,China) Abstr act:As the sea-ming marine seismic data,seabed reflection,bottom r efection wave causes the phenomenon of multiple data very serious,so go to the many waves of ocean data on a data processing to remove the main content.T his article summarizes the many waves of ocean data generated,the type and the main removal methods. Key wor ds:Multiple Wave;Produce;T ype;Removal Methods;Data Processing 103 2012年第11期 内蒙古石油化工 X 收稿日期35 作者简介邵智敏(),河南省濮阳市中原油田采油四厂地质研究所,工程师,6年毕业于中国石油大学(华东) 石油工程专业,主要从事油藏开发地质研究。 :2012-0-2:1979-200
182 1?油藏基本特征1.1?构造特征 沈家铺油田位于黄骅凹陷南部，孔店构造带中部，北临风化店油田，南接王官屯油田。该区域构造是一个被北东向和北西向两组断层复杂化的背斜构造。 1.2?储层特征 沈家铺油田储层物性中等，具有中孔中渗的特点，平均孔隙度21.6%，渗透率为161×10-3 μm 2 。含油井段长达150～200m，油层厚度大，平均有效厚度37.5m。按沉积旋回将枣Ⅴ油组划分为7个小层，结合各小层的渗透率变异系数、渗透率级差、突进系数等参数分析，该区域层间非均质性较强。 1.3?沉积特征 油藏研究认为，该区域孔一段属于扇三角洲沉积，分为扇三角洲平原相、扇三角洲前缘相。从各砂体平面微相分布得知，本区的水流方向以北东方向为主，物源方向与扇体延伸方向一致，基本呈北东-南西方向。 2?重构地下认识体系 运用高分辨率层序地层学理论，通过井震结合，进行精细地层划分和对比，精细单砂体微构造研究，重构地下认识体系，为剩余油潜力研究提供有力依据。 2.1?利用井震结合、变密度分析技术，提高解释精度 对地震数据体的收集及优选，综合考虑优选2008年处理的王官屯数据体开展构造解释和储层反演工作，应用2010年处理的西斜坡数据体辅助解释大断层。通过井震结合、变密度分析、三维显示分析、相干体分析等多技术方法的精细地震解释，完成了全区的地震解释工作，解释层位为枣Ⅱ、枣Ⅲ、枣Ⅳ、枣Ⅴ上、枣Ⅴ下、孔二2顶、孔二段、孔三段。 2.2?量化剩余油分布，明确挖潜方向 结合油藏动态，开发特点，应用监测资料，用采油藏工程和数值模拟研究方法。刻画单砂层数模图，表征每个单砂层目前的开采情况以及平面潜力分布；刻画剩余可采储量叠加平面分布图，将各单砂层的剩余可采储量叠加，刻画区块剩余可采储量的平面分布情况。再利用数模辅助软件绘制了断块含水分级图，结合含油饱和度分布图和含水分级图，为新井布井提供更好的依据。 2.3?受套变影响，井网受损形成剩余油。? 受套变影响，井网受损，造成平面纵向上注水波及体积减小，剩余油富集，如官109-1断块家51-7因套变停产，井周围形成剩余油富集，此类井可通过侧钻或大修或更新挖潜。套变停产井在各主力断块普遍存在，是挖潜的 主要方向。 3?重组开发层系3.1?层系优化 针对官109-1断块油层发育特点，共发育枣V2-3、枣V6-7上下两套油层，枣V5是一套稳定的泥岩，可作为天然隔层，且上下两套油层属不同沉积微相，导致储层物性差别较大。上套枣V2-3油组：立足现有老井封层归位，局部调整完善；下套枣V6-7油组：以钻新井单独开采为主，老井利用为辅。 3.2?井距优化 以下套储层为例，对125m×150m、140m×170m、170m×200m三种井距进行开发指标评价和经济效益对比，对比结果显示140m×170m井距开发方案效益最好。 3.3?方案部署 确定了两套层系，两套井网，老井封层上返，新井生产下套。方案部署后区块形成49注59采的注采井网，注采井数比1：1.2。其中下套枣Ⅴ6-7油组25注32采；上套枣Ⅴ2-3油组24注27采。 4?重建注采井网 根据油藏地质研究，结合剩余油分布特点，针对官128断块套变严重，井网受损，以老井转注、补充新井的方式，完善注采井网，分井区重建注采井网。建立起与水驱规律一致的注采井网，内部注水，边部采油。 5?应用效果 5.1?原油生产能力得到提高 通过治理，完成工作量122井次，其中完成新井44口，老井措施78口。日产水平大幅度提高，由238吨/天上升到290吨/天，取得了较好的效果。 5.2?油藏开发水平得到改善 沈家铺油田开展了组层系建井网工作后，开发效果呈现好转趋势，水驱控制程度提高，由65.2%上升至81.84%，自然递减由22.37%下降到10.78%，预测水驱采收率提高0.9个百分点。 6?结束语 通过对沈家铺油田综合调整效果表明，老油田在含水上升快，油水井套损套变严重等诸多因素影响下，油田开发效果变差。只有深入地质研究，深化油藏认识，按照“重构地下认识体系、重组开发层系、重建注采井网”的思路，根据油藏特点，进行分类治理，才能扭转被动的开发局面。 参考文献? [1]陈元千.现代油藏工程[M].北京：石油工业出版社，2001.[2]赵平起，等.大港油田断块油藏开发技术论文集[M].?北京：石油工业出版社，2008. 沈家铺油田重组开发层系与重建注采井网方案优化与实施? 覃红燕 大港油田第三采油厂 河北 沧州 061000 摘要：沈家铺油田是南部油区主力开发单元之一，1997年投入开发，一直保持较好的开发水平。自2012年以来，由于井况持续恶化，注采井网受到严重损坏，配套注采矛盾治理工作无法正常开展，油藏开发水平下降。为改善油田开发效果，提高最终采收率，结合油藏特点，充分应用三维地震资料和动态监测资料，运用油藏工程方法，按照“三重”的技术路线，根据油田剩余油分布特点，对沈家铺油田开展综合调整治理，取得较好效果，对同类油藏开发具有一定的推广价值和借鉴意义。 关键词：重组开发层系?重建注采井?方案优化
基于井网差异性研究优化注采调整对策 发表时间：2019-10-24T15:54:55.413Z 来源：《科学与技术》2019年第11期作者：杨红 [导读] 对不同类型剩余油分类部署井网，优化中渗油藏开发中后期的井网配置，形成了适合本油藏特点的井网配置技术。 中石化胜利油田现河采油厂郝现管理区 摘要：研究油区中低渗透油藏为主，独特的地质特点造成了目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值严重，部分单元井网井距不适应；注采井距不适配，驱替不均衡；单井产注能力低等问题。在沉积微相研究的基础上，运用单砂体平面图和沉积微相图叠合法，通过勾绘含水分级图来半定量研究分析水淹状况及剩余油潜力。井网适配差异调整技术就是针对中低渗油藏的上述问题，通过优化调整，提高注采井网的有效性；转变思路，变单一措施为开发技术；精细注水，实现油藏有效均衡驱替，进一步夯实中低渗油藏稳产基础，取得了较好效果。 关键词：井网井距不适应；井网适配差异；均衡驱替；注采调整 不同类层单独组网，既一类层、二三类层单独组成独立的注采井网，是中渗油藏后期保持稳定开发的必要手段。油藏经过多年的注水开发，层间和平面矛盾突出，加上油水井合注合采，注水及见效见水关系复杂，注水流线模糊，剩余油分规律性差，认识困难。为改善油藏开发效果，利用沉积微相精细描述技术开展单砂体沉积微相研究，明确沉积微相展布规律，在沉积微相控制下开展单砂体相控剩余油研究，定量定性描述剩余油分布，针对不同类型剩余油分类部署井网，优化中渗油藏开发中后期的井网配置，形成了适合本油藏特点的井网配置技术。 1 前言 中低渗油藏动用含油面积123.4平方公里，动用地质储量1.08亿万吨，主要包含沙三段、沙四段两套含油层系，其中沙三段油藏主要分布在中央隆起带西段，埋藏深度在2950-3500米，主要为多层透镜体、及单一岩性储层；沙四段油藏主要分布在南坡地区通王断裂带、洼陷东缘地区，埋藏深度从1340-3100米，主要为构造复杂的多薄层、及部分构造简单的单一岩性储层。中低渗油藏地质储量比重占采油厂已动用储量的31.3%，是保持可持续稳定发展的重要阵地。 2 井网适配调整的背景 油区中低渗油藏主要以浊积砂岩油藏为主，标定采收率18.3%。油区中低渗透油藏目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值性严重，部分单元井网井距不适应；注采两难与水淹水窜并存，平面层间动用不均衡；能量保持水平低，单井产注能力低，油藏潜力发挥不充分等问题。2016年以来，中低渗油藏以提高注采井网的适应性及有效性为目标，通过区块的持续加密调整，对其他区块立足“数砂体完善”，在不打井的情况下，通过井网适配，协调注采关系，进一步夯实稳产基础，取得了较好效果。 3 井网适配调整的主要做法 3.1 优化方式，提高注采井网有效性。 3.1.1 “三定一优”矢量井网加密。 针对平面非均质性严重、注采井距大的问题，在深化储层物性、非均质性、地应力研究的基础上，实施“以地应力定井排方向、分区域定注采井距、分情况定矢量调整对策、优化注水方式”的“三定一优”矢量井网加密，提高采收率。调整后，区块水驱控制程度提高7.7%,自然递减率为降低4.5%，注采对应率由77.3%上升至80.9%；层段合格率提高5.4%；水井治理初见成效，地层能量得到一定补充，油藏稳产基础得到进一步增强。 3.1.2 核注翼采，转方向，调流线。 针对储层非均质性差异造成砂体核部水淹水窜现象，通过转注变流线，提高波及面积。2016年，砂体核部转注工作量实施8井次，油井见效率68%，起到了防止水窜，调整流线，确保油井见效的良好效果。 3.1.3 水转油，井网归位，提高储量控制。 针对区块井网不完善的现象，优选水井转油井，井网归位，提高储量控制程度。水转油井网归位工作量实施6井次，效果显著，目前已累计增油4349吨。如区块的A井2016年1月水转油，井网归位后效果明显，初期日增油5.1吨/天，累增787吨。 3.1.4 立足砂体井组式完善。 针对中低渗油藏部分单元砂体零散，井网不完善的问题，2016年加大了立足砂体、井组完善力度，首先通过水井强化注水，提高地层能量，特别是补孔未射层，增加油水井注采对应率，实现油井注水见效；然后通过油井补孔水井对应注水层，提高油井产能。统计2016年共实施油井工作量25口，已累增油6159吨。 3.2 转变思路，变措施为井网完善方式。 2016年坚持将工艺技术发挥到极致，最大限度提高工艺性价比的理念，将水力压裂和水力径向射流技术从增产增注措施转变为井网完善方式，利用压裂裂缝和径向钻孔适配井网，实现压头前移，实现实际注采井距满足理论注采井距的需求。 3.2.1 变压裂增产措施为井网完善方式。 2016年以来区块实施老井压裂适配井网8井次，建立了有效的驱替压差。如B井区设计压裂半缝长120米。该井实施后初增能3.3吨/天，累增687吨。 3.2.2 水力径向射流，平面变方向变长度，纵向变孔密变长度对井网进行适配。 区块共实施水力径向射流13井次，使井网得以有效适配。平面变方向变长度：如C井，根据理论测算，技术极限井距240米，实际注采井距327米。为改善井网适应程度，实施水力径向射流，在北东130°和北东310°各钻3个孔，避开主流线，挖掘分流线剩余油。水力径向射流后有效注采距离缩短到230米，对应油井也见到效果，日油由3.3吨/天上升到6.1吨/天。纵向变孔密变长度：如对层内吸水差异大的问题，对不同岩性段，不同渗透率层段通过变射孔孔密及钻孔长度，根据吸水剖面测试，吸水差异得到改善。 3.3 精细调整，实现油藏有效均衡驱替。 3.3.1 堵调结合，均衡三场。针对井组平面水驱不均衡问题，开展堵水试验。堵调实施10天后对应油井相继见效，井组日油比调前增加5吨/天，综合含水下降了10.7%，井组累增油260吨。 3.3.2 矢量配注，激动压差。针对部分井组注水见效差、水淹水窜现象，加大矢量调配工作，激动压差、均衡注采流线，保持井组产量的相
油藏水平井井网优化设计方法研究论文 摘要：本文主要研究低渗透油藏水平井井网优化设计的方法。 关键词：低渗透油藏;水平井;开采技术问题;设计方法;低渗透油藏水平井 井网技术开采石油有着很多不可替代的优点，但是，仍然存在或多或少的缺点。目前 来看，水平井区的开发就存在着井网和井型的形式单一、水平井的设计没有完善配套的筛 选标准、注采井网不完善，因而导致了一些水平井的开发效果不理想，以及快速变差等问题。对低渗透油藏水平井井网优化设计方法进行研究，是以期能够改善水平井区开发效果，提高水平井产能与油田采收率。 1水平井井网井优化的主要内容 1.1水平井位置优化 在研究水平井井网的优化设计问题之前，首先要对水平井的平面位置优化问题有所明确。对于水平井的优化这里只做简单介绍，主要有以下几个层面：首先要从油藏参数、单 井控制储量等方面优选水平井平面位置，首先在满足水平井适应性粗选条件后，再依据井 区井组具体条件、井网形式、开发状况、优选水平井平面位置。 1.2井网优化的主要内容 在选择低渗透油田井网优化模式的时候，要考虑相关的参数及具体地质等情况。首先 要考虑低渗油田的特征，以此为基础再进行下面的环节。然后是对砂岩规模以及断块破碎 的情况进行一个综合的考虑，再根据所开发油田所在井区的相应渗透率以及裂缝发育的程 度与走向、单井采油的储量、经济界线值这些诸多因素进行考量。 2水平井井网设计的原则 2.1井网设计原则 水平井井网有很多的设计形式，常见的有水平井井网，垂直井网，水平垂直混合井网，这些井网形式中数水平井网较为复杂些。在进行井网的优化设计时，要综合考虑很多的因素：整体水平井的结构是否与局部井网相结合，油藏的存储层特征是否与井网的设计相适 应等，水平井井网的`设计原则都是基于要发挥出井网的最大功效。基于水平井井网的设 计原则，再依据设计的原理对水平井区域的大小与油层的结构等进行研究。 2.2水平井优选原则