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摘要：中低渗透油藏由于储层致密，实现有效注水开发往往与裂缝密切相关，由于油藏本身发育裂缝，致使基质和裂缝渗透率之间存在强烈差异和各向异性。针对低渗透油藏的开发井网问题，一般认为开发初期采油反九点法井网开发，进入中后期通过油井转大部分低渗透油藏开发也多采取了这一做法。实践证明五点发开发开发井网采收率偏低，油藏采收率一般在25%左右，并且裂缝性低渗透油藏进入高含水期后，裂缝窜流问题依然没有得到有效解决，注水方向性明显、驱油效率低，油井含水高，制约了油藏的经济高效开发。如何控制注水水驱方向、提高注水波及系数、优化油井产液结构，是油藏改善开发效果、提高采收率亟待解决的技术难题。
关键词：中低渗透油藏；开发规律；水驱效率；注采结构；井网调整
本文通过对典型厚层中低渗透油藏液量、含水、油量和水驱状况分析，评价注采井网对解决开发矛盾的适应性，认为制约该类油藏开发效果的主要因素是裂缝、储层和构造，油藏进入中高含水期井网调整要兼顾裂缝、储层和构造因素，设计不同注采井网进行数值模拟对比，结果表明适当加强边部注水，采取边部注水和内部五点法注水结合的灵活方式效果最好、油藏可以达到较高的采收率。
1 液量和油量变化规律
统计2017至目前产液量的变化规律，13/18口井，占到总数72%的井后期的产液量生产一定时间后产液量下降。后期产液量保持一段时间然后下降是主要的变化特征。油井后期产液量下降的主要原因是后期油层能量不足。统计生产井年初平均单井初期日产油量为22.6t/d，属于产量比较低的范围。在不采取措施的情况下，产量多呈缓慢下降特征，经历时间19个月，平均月递减速度1.8%，其产量递减规律，大部分符合指数递减规律。
2 含水率变化规律
从区块整体的含水率可以看出，不同开发阶段含水率的特征不相同。做出综合含水率与采出程度之间的关系曲线。从图中看，随采出程度的增加，含水率逐渐增加，但是由于目前区块还处于中含水期的早期，规律性收到多种因素的影响。回归分析中后期含水率的变化关系，存在以下的关系式：
（1）
式中， 和R分别为综合含水率和采出程度，单位%。
3采收率预测
利用对比法、水驱特征曲线法、经验公式法、数值模拟法、流管概算法等五种主要的方法对最终采收率和各个砂层组的采收率进行了计算，以上所用的方法各有优缺点，在实际的最终标定中，遵循以下原则：以水驱特征曲线法、数值模拟法计算的采收率为基础，其他的方法为参考。
因此在目前的井网条件和开采方式下，最终标定采收率为21.61%。分析可以看出，區块在开发规律上呈现了液量下降、含水上升的特征，存在裂缝窜流严重、注水波及系数低、驱油效率低的开发矛盾，区块面临采收率低的开发问题。
4 井网影响因素分析
从整体上看，目前的注采井网基本匹配，但是仔细分析其注采对应状况发现，还有部分的不足。一是注采井数偏低，目前注采井数比为1.6：1，而且注水井的效果一般都偏差；二是生产井受效方向少。三向来水（井数占到19%），两向来水（井数占到56%），单向来水（占19%）和不见注水效果1口。部分生产井处于单向受效的状态水驱效果差；三是边部生产井的受效效果差，需要补充完善边部的注采井网。完善井网需要首先掌握影响注水开发的主要地质因素。分析油井见效规律，认为影响井网开发效果的主要因素是裂缝、储层和构造。（1）裂缝。裂缝发育是影响开发效果的主要因素。复杂的地下裂缝分布，降低了水驱效果。区块地层存在较多的压裂裂缝，裂缝的存在充当了油水渗流的主要通道，注入水沿裂缝推进比较快，方向性比较强，因此控制了生产井的见水时间和含水上升速度。从油田的开发过程来看，不利的裂缝展布，使油田见水早，整个区块水井排油井的见水时间和含水上升速度要明显大于油井排油井。另外，由于油层在垂向、水平方向的非均质，注水开采一定时间，注入水与边水沿高渗透层或厚层正韵律底部高渗透部位向生产井不均匀推进。在垂向上的单层或局部突进造成了开采中的“层间”和“层内”矛盾；而在平面上水沿高渗透方向向生产井推进，产生了“水舌”并形成了“平面”矛盾。这些均可造成油井水淹。（2）储层分布。储层平面分布和纵向韵律特征对水驱效果具有明显的影响。区块平面上水淹差异比较大，砂体主体部位储层厚度大、分布稳定、物性好，含水上升速度慢、含水较低，说明注入水水线推进速度慢、波及面积大，水驱效果较好；纵向上区块以正韵律为主，下部4、5砂体物性明显好于上部1、2、3砂体，注入水沿底部推进，储层上部采出程度低。数值模拟结果，5个砂体自下而上采出程度成降低趋势，依次为20.6%、14.8%、9.3%、4.4%、1.3%。
5 调整对策
从区块开发实际情况分析，边部注水井对应油井驱油效果较好，主要表现：（1）对应油井含水上升速度慢。（2）调配后油井见效明显。（3）油井纵向剩余油分布清楚。说明边不注水平面上波及系数大、纵向驱油效率高。为分析不同注采井网的开发效果，通过数值模拟技术进行了对比分析。平面上根据砂体的展布特征形成地层模型，平面上的研究范围确定为断层和砂岩尖灭线包围的部分。为仔细刻画地层中流体的运动规律，根据纵向上地层的变化特征，将5个小层描述纵向上的韵律性变化规律。应用Eclipse软件对数据进行网格模拟处理。按照五点法、排状和加强边部注水等思路，设计了五种井网方案进行预测，并分析不同井网对采收率的影响。具体方案维持原井网不变，预测各个油藏指标和单井指标的变化规律，作为与其他调整措施方案对比的依据。由不同井网下含水率与采出程度关系曲线图可知，在边缘注水基础上添加生产井预测结果最好，因试验井充分开发了油藏西南角大片剩余油，而边缘注水方式则加强了对油藏中部及东部的开发。因此优选其作为最佳井网。利用数值模拟技术，立足边部注水和内部五点发注水结合，对油藏开发指标进行了开发拟合，并与现井网开发指标进行了对比。优化后的生产方式有力地改善了层间矛盾，加强1，2，3层的开发力度，提高了各层的采出程度，努力使各层产油比例与储量比例相匹配。
参考文献
[1]张贤松，等.低渗透断块油藏注采井距研究.石油地质与采收率，2017.10
（作者单位：石油开发中心）
关键词：中低渗透油藏；开发规律；水驱效率；注采结构；井网调整
本文通过对典型厚层中低渗透油藏液量、含水、油量和水驱状况分析，评价注采井网对解决开发矛盾的适应性，认为制约该类油藏开发效果的主要因素是裂缝、储层和构造，油藏进入中高含水期井网调整要兼顾裂缝、储层和构造因素，设计不同注采井网进行数值模拟对比，结果表明适当加强边部注水，采取边部注水和内部五点法注水结合的灵活方式效果最好、油藏可以达到较高的采收率。
1 液量和油量变化规律
统计2017至目前产液量的变化规律，13/18口井，占到总数72%的井后期的产液量生产一定时间后产液量下降。后期产液量保持一段时间然后下降是主要的变化特征。油井后期产液量下降的主要原因是后期油层能量不足。统计生产井年初平均单井初期日产油量为22.6t/d，属于产量比较低的范围。在不采取措施的情况下，产量多呈缓慢下降特征，经历时间19个月，平均月递减速度1.8%，其产量递减规律，大部分符合指数递减规律。
2 含水率变化规律
从区块整体的含水率可以看出，不同开发阶段含水率的特征不相同。做出综合含水率与采出程度之间的关系曲线。从图中看，随采出程度的增加，含水率逐渐增加，但是由于目前区块还处于中含水期的早期，规律性收到多种因素的影响。回归分析中后期含水率的变化关系，存在以下的关系式：
（1）
式中， 和R分别为综合含水率和采出程度，单位%。
3采收率预测
利用对比法、水驱特征曲线法、经验公式法、数值模拟法、流管概算法等五种主要的方法对最终采收率和各个砂层组的采收率进行了计算，以上所用的方法各有优缺点，在实际的最终标定中，遵循以下原则：以水驱特征曲线法、数值模拟法计算的采收率为基础，其他的方法为参考。
因此在目前的井网条件和开采方式下，最终标定采收率为21.61%。分析可以看出，區块在开发规律上呈现了液量下降、含水上升的特征，存在裂缝窜流严重、注水波及系数低、驱油效率低的开发矛盾，区块面临采收率低的开发问题。
4 井网影响因素分析
从整体上看，目前的注采井网基本匹配，但是仔细分析其注采对应状况发现，还有部分的不足。一是注采井数偏低，目前注采井数比为1.6：1，而且注水井的效果一般都偏差；二是生产井受效方向少。三向来水（井数占到19%），两向来水（井数占到56%），单向来水（占19%）和不见注水效果1口。部分生产井处于单向受效的状态水驱效果差；三是边部生产井的受效效果差，需要补充完善边部的注采井网。完善井网需要首先掌握影响注水开发的主要地质因素。分析油井见效规律，认为影响井网开发效果的主要因素是裂缝、储层和构造。（1）裂缝。裂缝发育是影响开发效果的主要因素。复杂的地下裂缝分布，降低了水驱效果。区块地层存在较多的压裂裂缝，裂缝的存在充当了油水渗流的主要通道，注入水沿裂缝推进比较快，方向性比较强，因此控制了生产井的见水时间和含水上升速度。从油田的开发过程来看，不利的裂缝展布，使油田见水早，整个区块水井排油井的见水时间和含水上升速度要明显大于油井排油井。另外，由于油层在垂向、水平方向的非均质，注水开采一定时间，注入水与边水沿高渗透层或厚层正韵律底部高渗透部位向生产井不均匀推进。在垂向上的单层或局部突进造成了开采中的“层间”和“层内”矛盾；而在平面上水沿高渗透方向向生产井推进，产生了“水舌”并形成了“平面”矛盾。这些均可造成油井水淹。（2）储层分布。储层平面分布和纵向韵律特征对水驱效果具有明显的影响。区块平面上水淹差异比较大，砂体主体部位储层厚度大、分布稳定、物性好，含水上升速度慢、含水较低，说明注入水水线推进速度慢、波及面积大，水驱效果较好；纵向上区块以正韵律为主，下部4、5砂体物性明显好于上部1、2、3砂体，注入水沿底部推进，储层上部采出程度低。数值模拟结果，5个砂体自下而上采出程度成降低趋势，依次为20.6%、14.8%、9.3%、4.4%、1.3%。
5 调整对策
从区块开发实际情况分析，边部注水井对应油井驱油效果较好，主要表现：（1）对应油井含水上升速度慢。（2）调配后油井见效明显。（3）油井纵向剩余油分布清楚。说明边不注水平面上波及系数大、纵向驱油效率高。为分析不同注采井网的开发效果，通过数值模拟技术进行了对比分析。平面上根据砂体的展布特征形成地层模型，平面上的研究范围确定为断层和砂岩尖灭线包围的部分。为仔细刻画地层中流体的运动规律，根据纵向上地层的变化特征，将5个小层描述纵向上的韵律性变化规律。应用Eclipse软件对数据进行网格模拟处理。按照五点法、排状和加强边部注水等思路，设计了五种井网方案进行预测，并分析不同井网对采收率的影响。具体方案维持原井网不变，预测各个油藏指标和单井指标的变化规律，作为与其他调整措施方案对比的依据。由不同井网下含水率与采出程度关系曲线图可知，在边缘注水基础上添加生产井预测结果最好，因试验井充分开发了油藏西南角大片剩余油，而边缘注水方式则加强了对油藏中部及东部的开发。因此优选其作为最佳井网。利用数值模拟技术，立足边部注水和内部五点发注水结合，对油藏开发指标进行了开发拟合，并与现井网开发指标进行了对比。优化后的生产方式有力地改善了层间矛盾，加强1，2，3层的开发力度，提高了各层的采出程度，努力使各层产油比例与储量比例相匹配。
参考文献
[1]张贤松，等.低渗透断块油藏注采井距研究.石油地质与采收率，2017.10
（作者单位：石油开发中心）