a油田b区块小井距加密效果研究

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1、A油田B区块小井距加密效果研究　　摘要B区块属A油田三类区块，油层埋藏较深，储层致密物性较差，采用300×300m反九点法和450×160m矩形井网布井，很难建立有效的驱动体系，油层蹩压严重。由于原井网不适应，导致该区开发效果较差，加密前区块平均单井日产油1.2t。B区块加密成功对A油田三类区块二次加密调整有指导作用。关键词井网；加密；小井距中图分类号：TE324文献标识码：A文章编号：1671-7597（2014）04-0163-011地质概况及开发简介1.1地质概况B区块位于A油田背斜构造较缓东翼的东北边部，区块地势南高北低，平均油层中深-1215m。区块含油面

2、积2.7km2，地质储量112×104t。其中矩形井网的含油面积为1.9km2，地质储量69×104t。砂体发育零散，FⅠ51、FⅠ61层为I类储层，FⅠ52、FⅠ71、FⅠ62和FⅡ22层为II类储层，其余为III类储层，单井有效厚度7.8m。B区块地质参数取D断块的参数来布井及开发预测的，孔隙度16%、渗透率为10×10-3μm2，含油饱和度52%、原油密度0.865t/m3，地面原油粘度22.46mPa.s，而根据五项参数读值显示，B区块的含油饱和度为49.7%，孔隙度为15.5%，渗透率3-5×10-3μm2。B区块矩形井网投产后第一个月平均单井日产油3.9

3、t，投产后7个月平均单井日产油2.1t，与C区块投产初期相比投产后7个月平均单井日产油相差2.6t。1.2开发简介1998年开始B区块投产，采用300×300m反九点法井网布井30口，井排方向为NE62.5°，初期单井日产油3.8t，加密前油水井数比2.2：1，平均单井日产液1.3t，日产油1.3t，含水3.0%，采油速度0.79%，采出程度9.3%，累计注采比1.6。开发效果差的主要原因是300×300m井网不适应区块砂体发育特征和储层物性特征，一是水驱控制程度低，只有70.2%，单向连通井占31.6%，双向连通井占63.2%，三向以上连通井只占5.2%，不能建立

4、有效的驱动体系；二是井距过大，蹩压严重，驱油效率低。2合理井网的确定合理的井网密度既要有经济效益，又要适应砂体及水驱控制程度的要求。针对B区块开发存在的主要问题及区块储层特征，在300m×300m井网采用井间加井、排间加排而在450m×160m井网，采用东西向井间均匀布2口井的方式，更适应该区油层的有效动用，而且井网比较均匀，基本上是150m×150m、150m×160m，不但有利于后期的综合调整，而且单井控制可采储量较高。63加密后开发现状加密井产油达到了方案预测指标，中高含水井所占比例较低，水淹状况并不复杂。31口加密油井，平均单井有效厚度10.9m，连通厚度8

5、.4m，初期平均单井日产液4.8t，日产油3.7t，含水22.3%，采油强度0.34t/d.m；加密新井目前平均单井日产液2.7t，日产油2.0t，含水26.8%。当月递减率25%（该区老井投产初期产油4.4t，当月递减率为30%），次月递减率为18%。加密区新老井随着注水恢复及新井投注，从4月份起递减趋于平缓，4-7月份新井平均月递减幅度为2.7%。随着注水时间的延长，加密井月递减幅度逐渐减小，目前月度对比产油稳定，到2011年底，加密新井井口日产油预计保持在58t。4加密区效果分析4.1加密后增加了水驱方向，提高了水驱控制程度，水驱控制储量增加由于小井距井网布井

6、，加密前后对比一类油层钻遇率增加，二类油层钻遇率降低。双向以上连通层增加，双向连通层由12.5%提高到27.6%，三向以上连通层由4.5%提高到10%，单向连通层由45.57%下降到36.9%。水驱控制储量由129×104t增加到150×1046t，水驱储量控制程度由66.8%提高到加密后的77.7%，提高了10.9个百分点。其中二类储层水驱储量控制程度由56.9%提高到加密后的76.4%，提高了19.5个百分点。4.2加密后油水井憋压状况得到缓解对比老注水井加密前后注水压力下降2.1MPa，朝54-162不吸水井恢复吸水。加密后对比2口老注水井流压、静压，分别由加

7、密前的22.4MPa和20.8MPa下降到加密后的20.5MPa和19.1MPa；启动压力由8.9MPa下降到7.8MPa，下降1.1MPa。统计2口相同井号油井静压由加密前的5.72MPa上升到加密后的6.48MPa。4.3油层在150m×150m井网条件下更能有效动用，老井产量稳定，新井递减逐步减缓加密区油井与水井间距离只有150m，加密后的油井动态反映，投产后第二个月月递减幅度为18%，5个月后递减趋于平缓平均月递减幅度为2.7%。随着注水时间的延长，加密井月递减幅度逐渐减小。加密区老井随着注水恢复及新井投注，日产油由钻关开井前40.7t上升到目前43.8