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摘 要：卫360块低渗油藏压裂改造后，注水开发缝沟通油井水淹速度快，采出程度低。必须开发出新的开发方法，确定低渗油藏极限注采井距。找出低渗透非达西渗流特征、确立单项启动压力梯度公式，并推导了单相流极限半径及易流半径公式，从而实现了流态分布的定量描述，提高了极限注采井距的设计水平。在大量实验研究的基础上，应用在卫360块低渗油藏的开发中，取得了很好的效果。
关键词：低渗油藏；孔隙度；渗透率；流体粘度；极限井距
1 项目概况
1.1项目背景
中原油田采油三厂卫城低渗复杂断块油藏卫360块地质储量721.12×104t，可采储量166.44×104t。由于区块自然生产能力差采油速度和采收率普遍较低必须经过改造后才能进行有效的开发。目前人工压裂技术是开发特低渗透油田的主要措施之一。但低渗油藏经过压裂改造后由于人工裂缝沟通注水开发后含水上升速度快，采出程度低。因此如何确定极限注采井距，改善水驱效果控制含水上升速度，提高采出程度，是该项目研究的价值。
1.2研究目标和内容
1.2.1研究目标
通过大量实验研究结合现场实际应用情况，主要完成以下目标：
1）弄清卫360块油藏地质特征；
2）确定影响极限注采井距的主要因素；
3）制定出极限注采井距的确定公式，以改善区块开发效果。
1.2.2研究内容
1）卫360塊低渗油藏性质及特征；
2）低渗油藏极限注采井距影响因素分析；
3）计算极限注采井距研究。
2 项目研究取得的成果
2.1卫360块油藏的性质及特征
卫360块地层层序、接触关系、地层岩性特征与整个卫城油田一致。卫360块沙三下因断层关系在各井中钻遇不全，沙三中、沙三上地层部分断失。沙三下为一套灰色、深灰色泥岩、褐色油页岩与浅灰至浅白色粉砂岩的不等厚互层沉积，该套地层旋回性明显，具有多旋回的特点，砂岩和泥岩分异好，成组性强，泥岩段沉积稳定，具有明显的电性特征，可对比性好。沙三下的上覆地层为沙三中地层，该段部分区域出现盐岩发育段，是沙三下含油气层系的良好盖层；储层发育，砂泥岩成组性强，分异好，储层发育，平面上分布比较稳定，
卫360油藏储集层岩性以长石质石英粉砂岩为主（粒度中值平均0.076mm），有少量细砂岩和杂砂岩。以孔隙式胶结为主。根据区内取心资料统计，孔隙度一般在13～17%，平均15%，渗透率一般在1～40mD，平均10mD。
综上所述，卫360块油藏为一低渗-特低渗、中粘的常温、常压的复杂断块油藏。
2.2影响极限注采井距的因素分析
在低渗透油藏开采过程中，随着注采井距的不同，注水压力会有变化，油藏的采出程度会有很大不同。而低渗油藏合理注采井距与储层孔隙度渗透率及流体粘度等相关。下面对各项因素逐一分析研究以确定极限注采井距。
2.2.1孔隙度及渗透率
低渗油藏孔隙度低、渗透率低、孔吼细小（半径小于1.5μm）微观孔隙结构复杂会造成固液相表面分子作用力，形成了附加渗流阻力，产生非达西渗流。对于达西流有压差就有产量；而非达西流由于存在启动压力梯度，要克服一定的压差采油产量。
2.2.2储集层流体粘度
对注水开发的低渗透油田，注、采动态预测是开发过程中一项重要工作，对于低渗透油藏，当注采井距过大时，随着井距的增加，驱替压力梯度逐渐减小，依次存在易流区（拟线性渗流区）、不易渗流区（非线性渗流区）、不流动区。
低渗透油田渗流理论研究表明：极限注采井距应为水井极限注水半径与油井极限供油半径之和，并且极限供油半径（或极限注水半径）受有效驱替压力梯度的制约，而有效驱替压力梯度的大小与储层渗透率、流体的地下粘度有关。
2.3计算极限注采井距
不同渗透率储层不同粘度流体，在不同生产压差下的极限注采井距图版。
根据以上图版，可以确定不同类型储层的极限注采井距。
3 现场应用效果分析
卫360块平均渗透率为9.8mD，地下原油粘度3.74MPa·s，利用极限注采井距计算图版可以得出该区块的极限注采井距为103m，而目前卫360块实际注采井距平均为228m，故该区块注采井距大于103m的井组都很难见效，这是导致该区块产量下降快，采出程度低的主要原因。根据我们研究结果对卫360块现有井网及时进行调整，通过转注、补孔措施缩小注采井距，与极限注采井距相匹配。截止到2018年12月，卫360块措施见效日增油3.6吨，累计增油720吨，创产值158万元，措施投入费用120万元，创效益38万元。
4 结论和认识
4.1在处理实验室测定的启动压力梯度数据时，利用坐标系刻度变换，可以将复杂问题简单化，易于准确求。
4.2低渗透油藏中注采井间存在克服启动压力梯度的最大注采井距，根据研究获得了不同渗透率下的极限注采井距关系图版，为该类油藏合理确定井网密度提供了依据。
参考文献
[1]冯文光.非达西低速渗流的研究现状与展望[J].石油勘探与开发，1986，13（4）：76—80.
关键词：低渗油藏；孔隙度；渗透率；流体粘度；极限井距
1 项目概况
1.1项目背景
中原油田采油三厂卫城低渗复杂断块油藏卫360块地质储量721.12×104t，可采储量166.44×104t。由于区块自然生产能力差采油速度和采收率普遍较低必须经过改造后才能进行有效的开发。目前人工压裂技术是开发特低渗透油田的主要措施之一。但低渗油藏经过压裂改造后由于人工裂缝沟通注水开发后含水上升速度快，采出程度低。因此如何确定极限注采井距，改善水驱效果控制含水上升速度，提高采出程度，是该项目研究的价值。
1.2研究目标和内容
1.2.1研究目标
通过大量实验研究结合现场实际应用情况，主要完成以下目标：
1）弄清卫360块油藏地质特征；
2）确定影响极限注采井距的主要因素；
3）制定出极限注采井距的确定公式，以改善区块开发效果。
1.2.2研究内容
1）卫360塊低渗油藏性质及特征；
2）低渗油藏极限注采井距影响因素分析；
3）计算极限注采井距研究。
2 项目研究取得的成果
2.1卫360块油藏的性质及特征
卫360块地层层序、接触关系、地层岩性特征与整个卫城油田一致。卫360块沙三下因断层关系在各井中钻遇不全，沙三中、沙三上地层部分断失。沙三下为一套灰色、深灰色泥岩、褐色油页岩与浅灰至浅白色粉砂岩的不等厚互层沉积，该套地层旋回性明显，具有多旋回的特点，砂岩和泥岩分异好，成组性强，泥岩段沉积稳定，具有明显的电性特征，可对比性好。沙三下的上覆地层为沙三中地层，该段部分区域出现盐岩发育段，是沙三下含油气层系的良好盖层；储层发育，砂泥岩成组性强，分异好，储层发育，平面上分布比较稳定，
卫360油藏储集层岩性以长石质石英粉砂岩为主（粒度中值平均0.076mm），有少量细砂岩和杂砂岩。以孔隙式胶结为主。根据区内取心资料统计，孔隙度一般在13～17%，平均15%，渗透率一般在1～40mD，平均10mD。
综上所述，卫360块油藏为一低渗-特低渗、中粘的常温、常压的复杂断块油藏。
2.2影响极限注采井距的因素分析
在低渗透油藏开采过程中，随着注采井距的不同，注水压力会有变化，油藏的采出程度会有很大不同。而低渗油藏合理注采井距与储层孔隙度渗透率及流体粘度等相关。下面对各项因素逐一分析研究以确定极限注采井距。
2.2.1孔隙度及渗透率
低渗油藏孔隙度低、渗透率低、孔吼细小（半径小于1.5μm）微观孔隙结构复杂会造成固液相表面分子作用力，形成了附加渗流阻力，产生非达西渗流。对于达西流有压差就有产量；而非达西流由于存在启动压力梯度，要克服一定的压差采油产量。
2.2.2储集层流体粘度
对注水开发的低渗透油田，注、采动态预测是开发过程中一项重要工作，对于低渗透油藏，当注采井距过大时，随着井距的增加，驱替压力梯度逐渐减小，依次存在易流区（拟线性渗流区）、不易渗流区（非线性渗流区）、不流动区。
低渗透油田渗流理论研究表明：极限注采井距应为水井极限注水半径与油井极限供油半径之和，并且极限供油半径（或极限注水半径）受有效驱替压力梯度的制约，而有效驱替压力梯度的大小与储层渗透率、流体的地下粘度有关。
2.3计算极限注采井距
不同渗透率储层不同粘度流体，在不同生产压差下的极限注采井距图版。
根据以上图版，可以确定不同类型储层的极限注采井距。
3 现场应用效果分析
卫360块平均渗透率为9.8mD，地下原油粘度3.74MPa·s，利用极限注采井距计算图版可以得出该区块的极限注采井距为103m，而目前卫360块实际注采井距平均为228m，故该区块注采井距大于103m的井组都很难见效，这是导致该区块产量下降快，采出程度低的主要原因。根据我们研究结果对卫360块现有井网及时进行调整，通过转注、补孔措施缩小注采井距，与极限注采井距相匹配。截止到2018年12月，卫360块措施见效日增油3.6吨，累计增油720吨，创产值158万元，措施投入费用120万元，创效益38万元。
4 结论和认识
4.1在处理实验室测定的启动压力梯度数据时，利用坐标系刻度变换，可以将复杂问题简单化，易于准确求。
4.2低渗透油藏中注采井间存在克服启动压力梯度的最大注采井距，根据研究获得了不同渗透率下的极限注采井距关系图版，为该类油藏合理确定井网密度提供了依据。
参考文献
[1]冯文光.非达西低速渗流的研究现状与展望[J].石油勘探与开发，1986，13（4）：76—80.