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摘 要：杏河中部采取缩小井排加密后，面临水驱复杂，压力恢复不均，老井递减加大等问题。本文通过研究并制定出合理的加密井网、井排距、注水时机、地层压力保持水平及注水政策，同时利用油藏数字模拟预测实施效果，解决开发难题，提高杏河中部开发效果。
关键词：井网加密方式 合理井排距 注水强度 采收率
杏河中部自1993年开始开发，采取300×300m正方形反九点井网，受储层非均性质影响，注水开发后沿砂体主向油井逐漸水淹，采取转注、地关主向油井形成线性注水井网。目前主要存在问题：一是加密区油水井比例大，老井液量下降快。二是加密区见水快（NE70°），侧向油井见效程度低，平面水驱不均；三是压力分布不均，平面和剖面上差异大，局部注采不对应。
一、井网加密调整方式优选
加密调 整目的是在满足产量要求及经济效益的同时，使地下油层能充分发挥其生产能力，改善区块开发效果，提高采收率。
本次井网加密调整方式优选主要依据概念模型数值模拟结果进行研究。利用油藏工程论证及数值模拟方法综合分析，依据井网加密调整的总体原则，结合研究区开发特征及剩余油分布规律，推荐的3种加密调整方案分别为：反十一点、不对称反九点、转换方向的小井距正方形反九点（图1） 。
图1 三种井网加密方案示意图
二、合理井排距
根据长庆油田低渗透油田储层渗透率与启动压力梯度关系，可计算出浅层储层启动压力梯度，进一步确定最大排距。
从不同排距注水井和采油井间的地层压力梯度分布曲线看，当渗透率为0.5mD时，由于储层物性差，渗流阻力大（图2）。当排距为250m时，地层能量主要消耗在注采井近井地带，即注水井附近约80m、采油井附近约65m的范围内，在距生产井65m～170m范围内，存在一平缓压力直线段；而当排距从250m减小到80m时，驱动压力分布曲线的平缓段消失，逐渐趋近于陡峭直线。从排距与地层压力梯度关系图可以看出，排距在不超过200m时，储层中任一点的压力梯度均大于启动压力梯度，可建立有效驱替压力系统。
图2 真实启动压力梯度与渗透率关系图
通过考虑启动压力梯度的影响，低渗透油藏最大井、排距应满足如下关系式：
最大排距：
其中 最大井距：
根据杏河油田长6油藏渗透率等参数，考虑启动压力梯度，通过油藏工程和数值模拟方法相结合，优化合理井排距（图3）。
图3 不同排距下压力梯度曲线
利用储层孔、渗、饱等物性研究成果，通过油藏工程、渗流理论方法，结合杏河开发区块的生产动态，研究已确定的浅层小井距井网形式下合理的井排距。计算可得合理的排距为100-120米，井距为225-265米。
三、低渗透油藏超前注水
在特低渗透油田开发中，随着地层压力的下降，采油指数急剧减小，即使注水后地层压力回升，采油指数也难恢复。地层压力下降引起储层渗透率的大幅度减小，其不可逆性对油藏开发造成明显的不利影响。因此超前注水建立了有效的压力驱替系统，对开发效果具有重要影响。
根据渗流流体的非达西渗流理论，在极限供油半径内，可动原油的动用程度与渗透率、压力梯度的关系为：
F=1-5.1714K-1/2[A/（Δp/L）n]+8.613K-1[A2/（Δp/L）2n]
式中：F—可动油动用程度，小数；K-渗透率，10-3μm2；Δp/L—驱替压力梯度，MPa/cm。
由图可以看出，可动油的动用程度与驱动压力梯度成正比，驱动压力梯度越大，则可动油的动用程度亦越大（图4）。
图4 原油动用程度与压力梯度关系图
特低渗透砂岩油层由于孔道半径很小，原油边界层的影响显著，在流动过程中出现启动压力梯度。大量研究资料表明，启动压力梯度与渗透率成反比，渗透率越低启动压力梯度越大。低渗流特征为非达西渗流，流体流动需要一定的启动压差，超前注水提高了地层压力，使油层更多孔道内的压力梯度大于启动压力梯度。因此超前注水，可建立有效的压力驱替系统。
油田现场试验得到相似的结果（表1），同步和提前注水的区块，油井产量可以稳定到初期的70%-90%，而滞后注水的区块，油井产量只能保持到40%-60%。
表1 不同注水时机油井见效对比规律表
实践证明超前注水时机以3-6个月最佳，超前注水压力应保持在原始地层压力的110%左右为好。
四、合理压力保持水平
假设超前注水一段时间后，油井开始生产，则根据渗流理论有：
渗流方程：
边界条件： 其解为：
当排距为r时，由上式可得到任一时刻t在地层中任一点x处压力分别为：
对于地层及排距一定的油藏，超前注水一定时间后，地层压力提高，油井投产后，油水井之间存在压力分布，地层压力提高的不同，任一点的压力梯度不同（图5）。当地层压力提高到一定值、对应任一点的压力梯度都大于该储层的启动压力梯度时，即认为该超前注水建立了有效驱替压力系统。
图5 不同的压力保持水平与压力梯度曲线
通过模拟研究，随着超前注水时间延长，累积注入体积增大，单井产量不是呈直线上升，当地层压力保持水平为原始地层压力的120%左右时，单井产量增幅达到最大，此结果与理论计算基本一致（图6、图7）。
图6 不同渗透率与地层压力关系图 图7 压力保持水平与增产幅度关系图
五、合理注水强度的确定
根据达西定律，考虑启动压力梯度影响，注水井注水强度公式为：
从上式可以看出，注水强度与注水井井底流压有关，因此，首先应确定注水井允许的最大注入压力，根据开发经验，一般注水井最大流压以不超过地层破压的90%为准 ，这样即可确定最大注水强度。 对于浅油层开发，由于地层埋深浅，上覆压力小，且压力系数低（0.62-0.73），注水强度过大更易导致储层微裂缝开启。通过计算杏河油田注水量应在10-18m3/d，按照有效厚度7.7m折算，注水强度为1.29-2.33m3/d·m。
对于特低渗透油田为了恢复地层压力，注采比可以适当提高，可以在油层微破裂情况下注水，注采比可以提高到1.2～1.5左右。但要严格控制注水压力不能超过地层裂缝张开和延伸压力，防止产生套管损坏和油井暴性水淹等问题。
六、加密调整开发效果预测
通过前面研究，针对加密前后的开发效果进行预测，加密方案即采用首选的方案3（反十一点井网加密调整方式），通过对比加密后方案的开发指标与不加密的基础方案的开发指标，对加密调整的效果进行预测。
1.含水与含水上升率
加密后，相同采出程度下含水明显降低（降幅达10-20%）。加密初期含水上升率也下降（2%左右），但加密方案的含水上升速度相对较快，开发中期含水上升率增高，因此加密方案与基础方案之间的含水差距随着油田开发逐步缩小。（图8）
图8 采出程度与含水（含水上升率）预测对比曲线
2.采油速度与递减
加密井初期含水较低，随着逐步见效并保持稳产，对应的采油速度大幅增加，由于加密井处于稳产阶段，导致加密方案的整体递减降低；进入中含水期，含水快速上升，加密井开始递减，其递减高于原井网老井，导致加密方案整体递减增大，但加密方案采油速度的绝对值仍然高于基础方案（加密后20年内年平均采油速度增加幅度为0.5%）；进入高含水期，含水上升速度明显减缓，根据油藏遵
图9 加密与不加密方案采油速度对比曲线 图10 加密与不加密方案递减对比曲线
循双曲递减规律的特点，加密井递减降低且与原井网老井递减差距很小，两者的采油速度和递减指标也逐步缩小差距并趋于接近（图9、图10）。
3.最终采收率
数值模拟中，基础方案要达到最终采收率的开发时间是111年，有很长的一段时间是通过延长高含水开发期来获得较高的最终采收率，基础方案含水进入90%以后到最终需开采51年，采出程度提高4%；最优方案含水进入90%以后到最终仅需20年，采出程度提高2.8%。在实际开发中，不仅要考虑地质的因素，还要考虑工程的因素，對于不加密的方案，在如此漫长的开发年限中，受它因素影响导致采收率最终达不到理论预测值；而对于加密的方案，实际开发中通过井网调整，会结合储层优化改造、后期的持续精细注采调控、堵水调剖等波及系数改善对策来实现最终采收率。
七、结论与认识
综上所述，杏河中部整体加密应用合理井网形式、合理井排距及注水政策，能达到改善区块水驱效果、提高水驱波及体积及最终采收率的目的。
1.杏河中部加密合理的排距为100-120米，井距为225-265米。
2.加密后老井动态的变化与注水时机、注采参数的变化密切相关，杏河油田加密区合理的注采比为0.8-1.2之间。
3.超前注水量应在10-18m3/d，注水强度为1.29-2.33m3/d·m，压力保持水平为原始地层压力110%-120%。
4.渗透率越低，油井产量降低的程度越大。因此应用压裂等手段提高油层的渗透率，以减少启动压力造成的影响。
参考文献
[1] 裘怿楠等编著，低渗透砂岩油藏开发模式，石油工业出版社，1998.4
[2] 张建国，油气层渗流力学，石油工业出版社，1994年。
[3] 李忠兴.韩洪宝.程林松等.特低渗油藏启动压力梯度新的求解方法及应用，石油勘探与开发，2004.6
[4] 周科.唐海.吕栋梁.黄小亮.杨波.低渗透油藏极限注采井距的确定与附加压力损耗分析，内蒙古石油化工，2008（21）.
[5] 李松泉.程林松.李秀生.郝斐.特低渗透油藏合理井距确定新方法，西南石油大学学报（自然科学版），2008.10.
[6] 李丽丽.宋考平.高丽.王朋珍.特高含水期油田水驱规律特征研究，石油钻探技术，2009.5
作者简介：张才智（1982-）男，汉族，陕西西安人，工程师，主要从事油田开发工作。
关键词：井网加密方式 合理井排距 注水强度 采收率
杏河中部自1993年开始开发，采取300×300m正方形反九点井网，受储层非均性质影响，注水开发后沿砂体主向油井逐漸水淹，采取转注、地关主向油井形成线性注水井网。目前主要存在问题：一是加密区油水井比例大，老井液量下降快。二是加密区见水快（NE70°），侧向油井见效程度低，平面水驱不均；三是压力分布不均，平面和剖面上差异大，局部注采不对应。
一、井网加密调整方式优选
加密调 整目的是在满足产量要求及经济效益的同时，使地下油层能充分发挥其生产能力，改善区块开发效果，提高采收率。
本次井网加密调整方式优选主要依据概念模型数值模拟结果进行研究。利用油藏工程论证及数值模拟方法综合分析，依据井网加密调整的总体原则，结合研究区开发特征及剩余油分布规律，推荐的3种加密调整方案分别为：反十一点、不对称反九点、转换方向的小井距正方形反九点（图1） 。
图1 三种井网加密方案示意图
二、合理井排距
根据长庆油田低渗透油田储层渗透率与启动压力梯度关系，可计算出浅层储层启动压力梯度，进一步确定最大排距。
从不同排距注水井和采油井间的地层压力梯度分布曲线看，当渗透率为0.5mD时，由于储层物性差，渗流阻力大（图2）。当排距为250m时，地层能量主要消耗在注采井近井地带，即注水井附近约80m、采油井附近约65m的范围内，在距生产井65m～170m范围内，存在一平缓压力直线段；而当排距从250m减小到80m时，驱动压力分布曲线的平缓段消失，逐渐趋近于陡峭直线。从排距与地层压力梯度关系图可以看出，排距在不超过200m时，储层中任一点的压力梯度均大于启动压力梯度，可建立有效驱替压力系统。
图2 真实启动压力梯度与渗透率关系图
通过考虑启动压力梯度的影响，低渗透油藏最大井、排距应满足如下关系式：
最大排距：
其中 最大井距：
根据杏河油田长6油藏渗透率等参数，考虑启动压力梯度，通过油藏工程和数值模拟方法相结合，优化合理井排距（图3）。
图3 不同排距下压力梯度曲线
利用储层孔、渗、饱等物性研究成果，通过油藏工程、渗流理论方法，结合杏河开发区块的生产动态，研究已确定的浅层小井距井网形式下合理的井排距。计算可得合理的排距为100-120米，井距为225-265米。
三、低渗透油藏超前注水
在特低渗透油田开发中，随着地层压力的下降，采油指数急剧减小，即使注水后地层压力回升，采油指数也难恢复。地层压力下降引起储层渗透率的大幅度减小，其不可逆性对油藏开发造成明显的不利影响。因此超前注水建立了有效的压力驱替系统，对开发效果具有重要影响。
根据渗流流体的非达西渗流理论，在极限供油半径内，可动原油的动用程度与渗透率、压力梯度的关系为：
F=1-5.1714K-1/2[A/（Δp/L）n]+8.613K-1[A2/（Δp/L）2n]
式中：F—可动油动用程度，小数；K-渗透率，10-3μm2；Δp/L—驱替压力梯度，MPa/cm。
由图可以看出，可动油的动用程度与驱动压力梯度成正比，驱动压力梯度越大，则可动油的动用程度亦越大（图4）。
图4 原油动用程度与压力梯度关系图
特低渗透砂岩油层由于孔道半径很小，原油边界层的影响显著，在流动过程中出现启动压力梯度。大量研究资料表明，启动压力梯度与渗透率成反比，渗透率越低启动压力梯度越大。低渗流特征为非达西渗流，流体流动需要一定的启动压差，超前注水提高了地层压力，使油层更多孔道内的压力梯度大于启动压力梯度。因此超前注水，可建立有效的压力驱替系统。
油田现场试验得到相似的结果（表1），同步和提前注水的区块，油井产量可以稳定到初期的70%-90%，而滞后注水的区块，油井产量只能保持到40%-60%。
表1 不同注水时机油井见效对比规律表
实践证明超前注水时机以3-6个月最佳，超前注水压力应保持在原始地层压力的110%左右为好。
四、合理压力保持水平
假设超前注水一段时间后，油井开始生产，则根据渗流理论有：
渗流方程：
边界条件： 其解为：
当排距为r时，由上式可得到任一时刻t在地层中任一点x处压力分别为：
对于地层及排距一定的油藏，超前注水一定时间后，地层压力提高，油井投产后，油水井之间存在压力分布，地层压力提高的不同，任一点的压力梯度不同（图5）。当地层压力提高到一定值、对应任一点的压力梯度都大于该储层的启动压力梯度时，即认为该超前注水建立了有效驱替压力系统。
图5 不同的压力保持水平与压力梯度曲线
通过模拟研究，随着超前注水时间延长，累积注入体积增大，单井产量不是呈直线上升，当地层压力保持水平为原始地层压力的120%左右时，单井产量增幅达到最大，此结果与理论计算基本一致（图6、图7）。
图6 不同渗透率与地层压力关系图 图7 压力保持水平与增产幅度关系图
五、合理注水强度的确定
根据达西定律，考虑启动压力梯度影响，注水井注水强度公式为：
从上式可以看出，注水强度与注水井井底流压有关，因此，首先应确定注水井允许的最大注入压力，根据开发经验，一般注水井最大流压以不超过地层破压的90%为准 ，这样即可确定最大注水强度。 对于浅油层开发，由于地层埋深浅，上覆压力小，且压力系数低（0.62-0.73），注水强度过大更易导致储层微裂缝开启。通过计算杏河油田注水量应在10-18m3/d，按照有效厚度7.7m折算，注水强度为1.29-2.33m3/d·m。
对于特低渗透油田为了恢复地层压力，注采比可以适当提高，可以在油层微破裂情况下注水，注采比可以提高到1.2～1.5左右。但要严格控制注水压力不能超过地层裂缝张开和延伸压力，防止产生套管损坏和油井暴性水淹等问题。
六、加密调整开发效果预测
通过前面研究，针对加密前后的开发效果进行预测，加密方案即采用首选的方案3（反十一点井网加密调整方式），通过对比加密后方案的开发指标与不加密的基础方案的开发指标，对加密调整的效果进行预测。
1.含水与含水上升率
加密后，相同采出程度下含水明显降低（降幅达10-20%）。加密初期含水上升率也下降（2%左右），但加密方案的含水上升速度相对较快，开发中期含水上升率增高，因此加密方案与基础方案之间的含水差距随着油田开发逐步缩小。（图8）
图8 采出程度与含水（含水上升率）预测对比曲线
2.采油速度与递减
加密井初期含水较低，随着逐步见效并保持稳产，对应的采油速度大幅增加，由于加密井处于稳产阶段，导致加密方案的整体递减降低；进入中含水期，含水快速上升，加密井开始递减，其递减高于原井网老井，导致加密方案整体递减增大，但加密方案采油速度的绝对值仍然高于基础方案（加密后20年内年平均采油速度增加幅度为0.5%）；进入高含水期，含水上升速度明显减缓，根据油藏遵
图9 加密与不加密方案采油速度对比曲线 图10 加密与不加密方案递减对比曲线
循双曲递减规律的特点，加密井递减降低且与原井网老井递减差距很小，两者的采油速度和递减指标也逐步缩小差距并趋于接近（图9、图10）。
3.最终采收率
数值模拟中，基础方案要达到最终采收率的开发时间是111年，有很长的一段时间是通过延长高含水开发期来获得较高的最终采收率，基础方案含水进入90%以后到最终需开采51年，采出程度提高4%；最优方案含水进入90%以后到最终仅需20年，采出程度提高2.8%。在实际开发中，不仅要考虑地质的因素，还要考虑工程的因素，對于不加密的方案，在如此漫长的开发年限中，受它因素影响导致采收率最终达不到理论预测值；而对于加密的方案，实际开发中通过井网调整，会结合储层优化改造、后期的持续精细注采调控、堵水调剖等波及系数改善对策来实现最终采收率。
七、结论与认识
综上所述，杏河中部整体加密应用合理井网形式、合理井排距及注水政策，能达到改善区块水驱效果、提高水驱波及体积及最终采收率的目的。
1.杏河中部加密合理的排距为100-120米，井距为225-265米。
2.加密后老井动态的变化与注水时机、注采参数的变化密切相关，杏河油田加密区合理的注采比为0.8-1.2之间。
3.超前注水量应在10-18m3/d，注水强度为1.29-2.33m3/d·m，压力保持水平为原始地层压力110%-120%。
4.渗透率越低，油井产量降低的程度越大。因此应用压裂等手段提高油层的渗透率，以减少启动压力造成的影响。
参考文献
[1] 裘怿楠等编著，低渗透砂岩油藏开发模式，石油工业出版社，1998.4
[2] 张建国，油气层渗流力学，石油工业出版社，1994年。
[3] 李忠兴.韩洪宝.程林松等.特低渗油藏启动压力梯度新的求解方法及应用，石油勘探与开发，2004.6
[4] 周科.唐海.吕栋梁.黄小亮.杨波.低渗透油藏极限注采井距的确定与附加压力损耗分析，内蒙古石油化工，2008（21）.
[5] 李松泉.程林松.李秀生.郝斐.特低渗透油藏合理井距确定新方法，西南石油大学学报（自然科学版），2008.10.
[6] 李丽丽.宋考平.高丽.王朋珍.特高含水期油田水驱规律特征研究，石油钻探技术，2009.5
作者简介：张才智（1982-）男，汉族，陕西西安人，工程师，主要从事油田开发工作。