宝浪油田宝北区块Ⅰ—Ⅱ油组合理注采井距研究.pdfVIP

第21 2jf』J 油 气 地 质 与 采 收 率 V1)l_21．NO．2 2014}‘i3门 Petroleum GeologyandRecoveryEfficiency Mar．2()l4 宝浪油田宝北区块 I一 Ⅱ油组合理注采井距研究 黄金山 (中国石化集团油田勘探开发事业部，北京 100728) 摘要：宝浪油田宝北区块储层渗透率低，I一 Ⅱ油组当前注采井距为260iTl，难以建立有效驱动体系。应用启动压 力梯度法、低渗透油藏经验公式法和压力恢复测试法，对研究区技术极限合理注采井距进行了研 究，3种方法计算 的合理注采井距分别为174，170和 168m。分析宝北区块 I一 Ⅱ油组调整井新井投产或老井上返补孔初期产油量 统计结果可知，平均单井初期产油量约为6t／d，现有井网条件下单井控制石油地质储量为0．93~10t，利用经济井网 密度对研究区的合理注呆井距进行 了研究，在油价为70美元／bbl时，经济极限井网密度为35口／kni，合理注采井距 为169Ill。 关键词 ：低渗透油藏合理注采井距压力梯度注水 宝北区块 中图分类号：FE34 文献标识码：A 文章编号 ：1009—9603(20I4)02—0038—03 宝浪油田宝北区块历经 l0余年注水开发，采出 点，其渗流特征不符合达西渗流规律。实际生产中 程度为 18．05％，综合含水率为61．39％，已经进人中 表现出单井产量低 、产量下降快 、稳产状况差、注水 高含水期 ，地下油水分布关系非常复杂 ，水驱效果 压力高、开采速度和采收率低等特点。在开发过程 差 ，储层存在注水强度过高，部分井注不进的现 中，井距大及层问干扰等因素导致注水见效差 (或 象。当前宝北区块注采井距为260m，是按初期平均 不见效)、油层难 以启动情况尤为突出。合理注采 渗透率为 19．9xlO。Ixm设计的，对于 I一 Ⅱ油组，同 井距的计算须考虑储层物性、砂体展布、渗流状况 、 样具有经济开发价值的薄油层 (平均渗透率为8．81× 启动压力梯度、开采_[艺等条件的限制 ，单独考 10 Ixm)注采井距偏大 。为此，笔者针对宝北区块 虑某一冈素确定井距并不合理，因此需要综合比对 目前的开发状况 ，利用现有的注采井距计算方法， 各种计算方法 ，确定最终合理井距。笔者主要利用 结合现场生产资料 ，对研究区的合理注采井距进行 启动压力梯度法、低渗透砂岩油藏井距经验公式和 了研究，以期为改善研究区开发效果提供参考。 压力恢复测试法对研究区的合理注采井距进行了 综合研究。 1 区域概况 2．1 启动压力梯度法 在一定注采压差下，采油井处在拟达西流或接 宝浪油 田宝北区块位于宝浪苏木构造带西北 近拟达西流状态下的径 向距离称为技术极限生产 端，内部断裂及裂缝极其发育，构造复杂。研究区 半径 。在注水井周围处在拟达西流或接近拟达西 构造为两翼非对称式背斜，呈北西南东向展布 ，中 流状态下的径 向距离称为技术极限注水半径 。技 部向东突出 。宝北区块 I一 Ⅱ油组平均有效渗透 术极限生产半径与技术极限注水半径之和即为技 率为 1．374x10 m。，平均有效孔隙度为 13．225％， 术极限注采井距。当技术极限井距大于经济极限 地层压力为 19．92MPa，生产压差为9MPa，地层原 井距时，按经济合理井距来部署井网；当技术极限 油粘度为0．5mPa·S，储层非均质性较强，属于典型 井距小于经济极限井距时，有2种方法进行有效设 的低孑L低渗透砂岩油藏。