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【摘要】乌5井区克下组油藏为低孔、特低渗油藏，受构造、沉积微相、注采井网及注采强度因素影响，不同区域开发效果差异较大，主力产油区生产形势恶化。通过井网适应性分析及数值模拟研究表明，对于见水方向平行于主断裂走向的反九点菱形井网调整为五点法注采井网可取得较好的开发效果，采收率可从20.0%提高至23.1%；而油藏中部不规则反九点井网区域则采用加密调整的方式适宜，采收率可從18.0%提高至20.7%。
【关键词】乌5井区 特低渗透 井网调整
1 油藏基本情况
乌5井区位于准噶尔盆地乌夏断裂带乌尔禾鼻凸上，主力产油区为三叠系克拉玛依组，它与上覆地层侏罗系、下伏地层二叠系均为不整和接触。克下组自下而上可划分为2个砂层组，T2k11、T2k12，主力油层为T2k12砂层组。油藏顶面构造为北东—西南向断裂遮挡的鼻状构造，油层平均孔隙度15.0%，平均渗透率为3.07×10-3μm2，属于低孔、特低渗储集层。油藏类型为构造岩性油藏。
2 油藏注采井网调整研究及实施2.1 井网调整的必要性
克下组储集岩为中细粒砂岩，岩石润湿性为偏亲水。孔隙结构具有小孔细喉特征，导致油滴运动会产生附加毛细管阻力，室内研究发现如果水驱压力小于附加毛细管阻力，油滴只变形不移动。通过计算，在克下组储层中，即使0.01cm的油滴运移需要克服的毛管压力梯度也要达到1.73 MPa/cm，而目前克下组水驱压力梯度仅为0.000678MPa/ cm，远不能满足注水需要，只有加强注水或井网调整增加水驱控制方向才能有效提高水驱压力梯度。
其次，该油藏最显著的注采特征就是注入水推进具有明显的方向性。统计油井注水见效时的水推月数，其沿北东方向夹在两口注水井之间的双向受效油井水推较快（水推速度平均为4.3月，其它方向为13.1月），单向受效油井更慢（平均为18.2月）。位于注水井北东方向的油井多数已经水淹或高含水，水驱方向单一，井网利用率低，井网调整势在必行。
2.2 剩余油分布规律
通过剩余可采储量平面分布规律发现，剩余油主要分布在油藏东、西部一带（图1），该区域单井剩余可采储量超过5.0×104t，开展调整试验具有物质基础。 2.3 调整区优选
乌5井区克下组油藏为反九点菱形井网300米注采井距，其东部为T2k12层开发区，改层单一储层，注采对应性好，油层连通率高；西部为T2k11层开发区，储层多而薄，注采对应相对较差，油层连通率低。两区邻接的中部区域，储层发育差，层系交错复杂。因此，本次调整将集中于油藏东、西部，对各开发层系接合部层系交错较多的部位，暂不考虑井网调整，留待以后挖潜完善（图2）。
2.4 注采结构调整方案优选
根据开发地质特征，建立各试验区储集层的空间展布、储集层物性参数分布，构造形态模型，模拟区面积为1.21km2，网格步长为25m，网格总数为：Nx×Ny×Nz=44×44×16=30976个。东区和西区分别对加密反九点、转五点、加密开发方式进行了模拟，结果表明，试验Ⅰ区、Ⅲ区采取转五点法注采井网开发效果最好；Ⅱ区采用加密五点效果最佳（表1）。
2.5 注采参数设计
本文重点针对试验Ⅰ区、Ⅲ区转五点法注水调整方案设计，按照注水强度分别为0.9、1.0、1.1，采油速度分别为0.3%、0.5%、0.8%，压力保持程度分别为60%、70%、80%，共计9套方案进行注采参数优
化。
2.6 调整区实施效果评价
在上述研究基础上，2010-2012年在该油藏开展了反九点转五点法井网调整试验，效果对比发现，调整区开采效果较好，其中单层调整区（I区）效果最明显，与模拟结果相吻合。
3 结论与认识
（1）乌5井区克下组油藏在注水开发过程中具有明显的水推方向性，通过有针对性转注见水井，可明显改善油藏开发效果，且层间矛盾越小的油层调整效果越好。
（2）对于特低渗油藏，不能按常规油藏的注采参数来调整注水指标，注采参数优化的关键在于确定合理的小层注水强度和采油速度，才能控制好油藏含水上升率，最终提高采油率。
参考文献
[1] 江怀友，李治平，钟太贤等.世界低渗透油气田开发技术现状与展望[J]. 特种油气藏，2009，17（2）：76-81
[2] 李道品，张连春.开发低渗透油田莫失良机[J].中国石油企业，2004，12：44-45.
[3] 郑明科，谢银伍，王淑琴，等.低渗透油田提高开发水平的创新管理[J].中国石油企业，2011，10：76-77
[4] 霍进，桑林翔，范赛华等.石南21 井区头屯河组油藏注采井网调整先导试验[J].新疆石油地质，2011，32（5）：492-494
[5] 薛永超，程林松.低渗透油藏数值模拟中渗透率建模新方法[J].特种油气藏，2010，17（2）：76-81
作者简介
刘海上（1980-）男，汉，宁夏隆德人，工程师，2004年毕业于成都理工大学能源学院石油地质专业，获学士学位，现从事油气田开发工作。
【关键词】乌5井区 特低渗透 井网调整
1 油藏基本情况
乌5井区位于准噶尔盆地乌夏断裂带乌尔禾鼻凸上，主力产油区为三叠系克拉玛依组，它与上覆地层侏罗系、下伏地层二叠系均为不整和接触。克下组自下而上可划分为2个砂层组，T2k11、T2k12，主力油层为T2k12砂层组。油藏顶面构造为北东—西南向断裂遮挡的鼻状构造，油层平均孔隙度15.0%，平均渗透率为3.07×10-3μm2，属于低孔、特低渗储集层。油藏类型为构造岩性油藏。
2 油藏注采井网调整研究及实施2.1 井网调整的必要性
克下组储集岩为中细粒砂岩，岩石润湿性为偏亲水。孔隙结构具有小孔细喉特征，导致油滴运动会产生附加毛细管阻力，室内研究发现如果水驱压力小于附加毛细管阻力，油滴只变形不移动。通过计算，在克下组储层中，即使0.01cm的油滴运移需要克服的毛管压力梯度也要达到1.73 MPa/cm，而目前克下组水驱压力梯度仅为0.000678MPa/ cm，远不能满足注水需要，只有加强注水或井网调整增加水驱控制方向才能有效提高水驱压力梯度。
其次，该油藏最显著的注采特征就是注入水推进具有明显的方向性。统计油井注水见效时的水推月数，其沿北东方向夹在两口注水井之间的双向受效油井水推较快（水推速度平均为4.3月，其它方向为13.1月），单向受效油井更慢（平均为18.2月）。位于注水井北东方向的油井多数已经水淹或高含水，水驱方向单一，井网利用率低，井网调整势在必行。
2.2 剩余油分布规律
通过剩余可采储量平面分布规律发现，剩余油主要分布在油藏东、西部一带（图1），该区域单井剩余可采储量超过5.0×104t，开展调整试验具有物质基础。 2.3 调整区优选
乌5井区克下组油藏为反九点菱形井网300米注采井距，其东部为T2k12层开发区，改层单一储层，注采对应性好，油层连通率高；西部为T2k11层开发区，储层多而薄，注采对应相对较差，油层连通率低。两区邻接的中部区域，储层发育差，层系交错复杂。因此，本次调整将集中于油藏东、西部，对各开发层系接合部层系交错较多的部位，暂不考虑井网调整，留待以后挖潜完善（图2）。
2.4 注采结构调整方案优选
根据开发地质特征，建立各试验区储集层的空间展布、储集层物性参数分布，构造形态模型，模拟区面积为1.21km2，网格步长为25m，网格总数为：Nx×Ny×Nz=44×44×16=30976个。东区和西区分别对加密反九点、转五点、加密开发方式进行了模拟，结果表明，试验Ⅰ区、Ⅲ区采取转五点法注采井网开发效果最好；Ⅱ区采用加密五点效果最佳（表1）。
2.5 注采参数设计
本文重点针对试验Ⅰ区、Ⅲ区转五点法注水调整方案设计，按照注水强度分别为0.9、1.0、1.1，采油速度分别为0.3%、0.5%、0.8%，压力保持程度分别为60%、70%、80%，共计9套方案进行注采参数优
化。
2.6 调整区实施效果评价
在上述研究基础上，2010-2012年在该油藏开展了反九点转五点法井网调整试验，效果对比发现，调整区开采效果较好，其中单层调整区（I区）效果最明显，与模拟结果相吻合。
3 结论与认识
（1）乌5井区克下组油藏在注水开发过程中具有明显的水推方向性，通过有针对性转注见水井，可明显改善油藏开发效果，且层间矛盾越小的油层调整效果越好。
（2）对于特低渗油藏，不能按常规油藏的注采参数来调整注水指标，注采参数优化的关键在于确定合理的小层注水强度和采油速度，才能控制好油藏含水上升率，最终提高采油率。
参考文献
[1] 江怀友，李治平，钟太贤等.世界低渗透油气田开发技术现状与展望[J]. 特种油气藏，2009，17（2）：76-81
[2] 李道品，张连春.开发低渗透油田莫失良机[J].中国石油企业，2004，12：44-45.
[3] 郑明科，谢银伍，王淑琴，等.低渗透油田提高开发水平的创新管理[J].中国石油企业，2011，10：76-77
[4] 霍进，桑林翔，范赛华等.石南21 井区头屯河组油藏注采井网调整先导试验[J].新疆石油地质，2011，32（5）：492-494
[5] 薛永超，程林松.低渗透油藏数值模拟中渗透率建模新方法[J].特种油气藏，2010，17（2）：76-81
作者简介
刘海上（1980-）男，汉，宁夏隆德人，工程师，2004年毕业于成都理工大学能源学院石油地质专业，获学士学位，现从事油气田开发工作。