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【摘要】大港油田南部断层极其发育，在断裂带发育多种类型圈闭；同时储层低孔、低渗，非均质强；流体高粘高凝因此不宜采用规则的井网开发。根据油藏构造特征以及储层发育特点，应用矩形井网开发可以最大限度的控制油藏储量。
【关键词】断层复杂；流体物性差；矩形井网；控制储量
一、现状
大港南部断陷盆地断层极其发育，同时受断裂、岩性、岩相及地层超复、间断的影响，在断裂带发育多种类型圈闭。原油物性较差，低成熟度、高含蜡、高胶质沥青，以中高密度、高粘度、高凝固点为主要特征。由于断层封闭作用强，得不到外部能量补给，主要为弹性溶解气驱，极少数可呈边底水驱，天然能量很小，以中低渗高粘高凝砂岩油藏为主。大多数断块只适合三角形井网，面积注水开发，而不宜采用规则的井网。
二、传统注采方式的利弊
传统的规则注采井网如行列式注水方式，只适合储量大、油层延伸面积大，油层物性好，用较大的切割距和大的排距时，仍可控制90%以上的地质储量（以大庆为例）。但这种注水方式不能很好地适应油层的非均质性，对于平面上油层变化大的油田，往往使部分的注水井处于低产地带，在同样的井排距下，注水效率低，水驱控制程度低；切割区间不平衡，平面矛盾大；内外排生产能力、见效、见水状况不一；行列之间的剩余油不易采出。
对于南部油田来说，开发井网及注水方式的选择不能与大油田相比。一方面是面积小，少数断块面积在1～3km2，一般断块面积仅0.5～1 km2，还有许多小于0.5km2。另一方面是油田的内陆沉积特点，油层在平面上变化大，连通状况较差，非均质严重等因素，注水方式应立足于灵活多变，如面积注水、点状面积注水，采用内部点状面积注水更适合南部油区具体情况，因此我们在官68断块采用了规则的矩形井网，取得了较好的效果。
三、矩形井网优点
矩形井网是在菱形井网的基础上，抽掉注水井排中的采油井而形成的，与菱形井网相比，矩形井网总井数少，油井不容易发生水淹，注水强度可以适当加大，区块综合含水能够保持比较长的低含水期，可以提高油井产能和注水井注入能力，在低渗透油田开发过程中比较实用。因此在确定合理井排距比时，菱形反九点井网和矩形井网是低渗透油田的两种典型井网，其优点在于：
1）矩形井网可很好的适应油层各向异性的特点，科学合理的井距和排距能够解决注水见效快，油井过早水淹的矛盾，达到提高采收率的目的；
2）可根据断块面积大小、断层走向、油层连通性、以及沉积相、裂缝发育方向以及水驱方向等因素灵活变化井距和注水方式；
3）井网系统对后期调整灵活性大，为后期综合治理提供了便利条件，即通过先期采用矩形井网注水开发，注水见效后通过压裂的方式来提高油层导流能力，从而提高断块开发效果；后期可利用调整灵活性大的优点，通过注采井别的转化，改变水驱方向，达到提高采收率的目的。
四、矩形井网对复杂断块低渗透油藏的适应性
官68断块位于王官屯油田孔东构造带中部，王官屯油田孔东大断层下降盘。该断块共划分为3个井区（官68、官996、官999井区），其中官68块含有面积1.0km2，平均油层有效厚度12.6m，地质储量101×104t；官996块含有面积1.0km2，平均油层有效厚度10m，地质储量80×104t；官999块含有面积1.0km2，平均油层有效厚度3.9m，地质储量31×104t，可见油层厚度薄，储层厚度变化大。储层物性较差，为中孔低渗油藏，有效孔隙度15.8%，有效渗透率11.1×10-3um2，该断块的层内渗透率非均质性较强，渗透率最小值1.02×10-3um2，最大值318.5×10-3um2。
官68断块投入开发后，地层能量有限，投产后不久变形成了“低速低效”的开发局面，采油速度长期维持在0.5%以下，由于天然能量低， 注水能量补充不及时，产量递减较快，最后该断块产量只有6.6t/d，平均单井日产2.2t/d。该井区由于油层物性的差异和油水运动方向的影响，油井沿地层倾向方向水淹速度快，表现为注水初期液油明显上升，含水也随之上升，2-3月后，含水由20%上升到70%，从而造成油井产量下降，主要原因是受地层沉积特征影响，注水方向性强，沿地层倾向方向水淹速度快，而垂直地层倾向方向水线推进速度较慢，油井见效程度差，可见正方形井网开发不适合断块油藏特点。
我们优选官68断块中的官996井区作为产能建设区块，这一井区动用程度较低，储层物性、原油物性均好于官68井区，构造落实程度高，储层发育稳定，我们采用了400×200m井网，面积注水方式开发。到目前共打新井7口，形成2个井组，由于油层低渗，为减小压敏效应对油层的伤害，井区采用了早期注水方式开发，目前试验井组注水见效率达100%，油井均衡受益，开发趋势得到较大改善。断块对低部位官996井区应用矩形井网扩边后取得了较好的注水效果，断块的日产水平由13t/d上升到63t/d，含水由45%降到30%。 五、经济效益评价
官68断块在官996井区采用矩形井网开采后，官29-68井组见到较好的注水效果，平行地层倾向和垂直地层倾向的受益井均见到注水效果，受益油井见效率达100%，井组平均日增油16.8t，运用甲型水驱特征曲线预测，最终可采储量由18.34%↑26.68%，运用乙型水驱特征曲线预测17.5%↑24.8%，该断块增加可采储量15.1×104t，含水上升率由15.6下降到2.7（与调整前对比）。根据投入和产出情况计算其投入产出比：1：2.76
六、结论
1、在复杂断块中灵活运用矩形井网能更好的控制油层储量；
2、在注水方式和注采井网的选择上，可灵活变通以提高注水波及面积和采收率。
3、对于水驱方向性强的油藏，矩形井网能有效的控制水驱方向，抑制含水上升速度，使各方向油井均匀见效，防止平面矛盾暴露。官68断块996井区的井组说明了这一问题。
4、矩形井网、大井距注水对低渗透砂岩油藏注水、压裂开发具有很强的适应性。
参考文献
[1]李文瑞等.压裂与酸化工艺技术.石油工业出版社，1999年
[2]张学文，方宏长，齐梅.低渗透油田开发注采井网系统探讨.石油勘探与开发 2000年第3期，P57-59
【关键词】断层复杂；流体物性差；矩形井网；控制储量
一、现状
大港南部断陷盆地断层极其发育，同时受断裂、岩性、岩相及地层超复、间断的影响，在断裂带发育多种类型圈闭。原油物性较差，低成熟度、高含蜡、高胶质沥青，以中高密度、高粘度、高凝固点为主要特征。由于断层封闭作用强，得不到外部能量补给，主要为弹性溶解气驱，极少数可呈边底水驱，天然能量很小，以中低渗高粘高凝砂岩油藏为主。大多数断块只适合三角形井网，面积注水开发，而不宜采用规则的井网。
二、传统注采方式的利弊
传统的规则注采井网如行列式注水方式，只适合储量大、油层延伸面积大，油层物性好，用较大的切割距和大的排距时，仍可控制90%以上的地质储量（以大庆为例）。但这种注水方式不能很好地适应油层的非均质性，对于平面上油层变化大的油田，往往使部分的注水井处于低产地带，在同样的井排距下，注水效率低，水驱控制程度低；切割区间不平衡，平面矛盾大；内外排生产能力、见效、见水状况不一；行列之间的剩余油不易采出。
对于南部油田来说，开发井网及注水方式的选择不能与大油田相比。一方面是面积小，少数断块面积在1～3km2，一般断块面积仅0.5～1 km2，还有许多小于0.5km2。另一方面是油田的内陆沉积特点，油层在平面上变化大，连通状况较差，非均质严重等因素，注水方式应立足于灵活多变，如面积注水、点状面积注水，采用内部点状面积注水更适合南部油区具体情况，因此我们在官68断块采用了规则的矩形井网，取得了较好的效果。
三、矩形井网优点
矩形井网是在菱形井网的基础上，抽掉注水井排中的采油井而形成的，与菱形井网相比，矩形井网总井数少，油井不容易发生水淹，注水强度可以适当加大，区块综合含水能够保持比较长的低含水期，可以提高油井产能和注水井注入能力，在低渗透油田开发过程中比较实用。因此在确定合理井排距比时，菱形反九点井网和矩形井网是低渗透油田的两种典型井网，其优点在于：
1）矩形井网可很好的适应油层各向异性的特点，科学合理的井距和排距能够解决注水见效快，油井过早水淹的矛盾，达到提高采收率的目的；
2）可根据断块面积大小、断层走向、油层连通性、以及沉积相、裂缝发育方向以及水驱方向等因素灵活变化井距和注水方式；
3）井网系统对后期调整灵活性大，为后期综合治理提供了便利条件，即通过先期采用矩形井网注水开发，注水见效后通过压裂的方式来提高油层导流能力，从而提高断块开发效果；后期可利用调整灵活性大的优点，通过注采井别的转化，改变水驱方向，达到提高采收率的目的。
四、矩形井网对复杂断块低渗透油藏的适应性
官68断块位于王官屯油田孔东构造带中部，王官屯油田孔东大断层下降盘。该断块共划分为3个井区（官68、官996、官999井区），其中官68块含有面积1.0km2，平均油层有效厚度12.6m，地质储量101×104t；官996块含有面积1.0km2，平均油层有效厚度10m，地质储量80×104t；官999块含有面积1.0km2，平均油层有效厚度3.9m，地质储量31×104t，可见油层厚度薄，储层厚度变化大。储层物性较差，为中孔低渗油藏，有效孔隙度15.8%，有效渗透率11.1×10-3um2，该断块的层内渗透率非均质性较强，渗透率最小值1.02×10-3um2，最大值318.5×10-3um2。
官68断块投入开发后，地层能量有限，投产后不久变形成了“低速低效”的开发局面，采油速度长期维持在0.5%以下，由于天然能量低， 注水能量补充不及时，产量递减较快，最后该断块产量只有6.6t/d，平均单井日产2.2t/d。该井区由于油层物性的差异和油水运动方向的影响，油井沿地层倾向方向水淹速度快，表现为注水初期液油明显上升，含水也随之上升，2-3月后，含水由20%上升到70%，从而造成油井产量下降，主要原因是受地层沉积特征影响，注水方向性强，沿地层倾向方向水淹速度快，而垂直地层倾向方向水线推进速度较慢，油井见效程度差，可见正方形井网开发不适合断块油藏特点。
我们优选官68断块中的官996井区作为产能建设区块，这一井区动用程度较低，储层物性、原油物性均好于官68井区，构造落实程度高，储层发育稳定，我们采用了400×200m井网，面积注水方式开发。到目前共打新井7口，形成2个井组，由于油层低渗，为减小压敏效应对油层的伤害，井区采用了早期注水方式开发，目前试验井组注水见效率达100%，油井均衡受益，开发趋势得到较大改善。断块对低部位官996井区应用矩形井网扩边后取得了较好的注水效果，断块的日产水平由13t/d上升到63t/d，含水由45%降到30%。 五、经济效益评价
官68断块在官996井区采用矩形井网开采后，官29-68井组见到较好的注水效果，平行地层倾向和垂直地层倾向的受益井均见到注水效果，受益油井见效率达100%，井组平均日增油16.8t，运用甲型水驱特征曲线预测，最终可采储量由18.34%↑26.68%，运用乙型水驱特征曲线预测17.5%↑24.8%，该断块增加可采储量15.1×104t，含水上升率由15.6下降到2.7（与调整前对比）。根据投入和产出情况计算其投入产出比：1：2.76
六、结论
1、在复杂断块中灵活运用矩形井网能更好的控制油层储量；
2、在注水方式和注采井网的选择上，可灵活变通以提高注水波及面积和采收率。
3、对于水驱方向性强的油藏，矩形井网能有效的控制水驱方向，抑制含水上升速度，使各方向油井均匀见效，防止平面矛盾暴露。官68断块996井区的井组说明了这一问题。
4、矩形井网、大井距注水对低渗透砂岩油藏注水、压裂开发具有很强的适应性。
参考文献
[1]李文瑞等.压裂与酸化工艺技术.石油工业出版社，1999年
[2]张学文，方宏长，齐梅.低渗透油田开发注采井网系统探讨.石油勘探与开发 2000年第3期，P57-59