摘 要 b区块属a油田三类区块，油层埋藏较深，储层致密物性较差，采用300×300 m反九点法和450×160 m矩形井网布井，很难建立有效的驱动体系，油层蹩压严重。由于原井网不适应，导致该区开发效果较差，加密前区块平均单井日产油1.2 t。b区块加密成功对a油田三类区块二次加密调整有指导作用。
　　关键词 井网；加密；小井距
　　中图分类号：te324 文献标识码：a 文章编号：1671-7597（2014）04-0163-01
　　1 地质概况及开发简介
　　1.1 地质概况
　　b区块位于a油田背斜构造较缓东翼的东北边部，区块地势南高北低，平均油层中深-1215 m。区块含油面积2.7 km2，地质储量112×104 t。其中矩形井网的含油面积为1.9 km2，地质储量69×104 t。砂体发育零散，fⅰ51、fⅰ61层为i类储层，fⅰ52、fⅰ71、fⅰ62和fⅱ22层为ii类储层，其余为iii类储层，单井有效厚度7.8 m。b区块地质参数取d断块的参数来布井及开发预测的，孔隙度16%、渗透率为10×10-3 μm2，含油饱和度52%、原油密度0.865 t/m3，地面原油粘度22.4 mpa.s，而根据五项参数读值显示，b区块的含油饱和度为49.7%，孔隙度为15.5%，渗透率3-5 ×10-3 μm2。b区块矩形井网投产后第一个月平均单井日产油3.9 t，投产后7个月平均单井日产油2.1 t，与c区块投产初期相比投产后7个月平均单井日产油相差2.6 t。WwW.11665.coM
　　1.2 开发简介
　　1998年开始b区块投产，采用300×300 m反九点法井网布井30口，井排方向为ne62.5°，初期单井日产油3.8 t，加密前油水井数比2.2：1，平均单井日产液1.3 t，日产油1.3 t，含水3.0%，采油速度0.79%，采出程度9.3%，累计注采比1.6。开发效果差的主要原因是300×300 m井网不适应区块砂体发育特征和储层物性特征，一是水驱控制程度低，只有70.2%，单向连通井占31.6%，双向连通井占63.2%，三向以上连通井只占5.2%，不能建立有效的驱动体系；二是井距过大，蹩压严重，驱油效率低。
　　2 合理井网的确定
　　合理的井网密度既要有经济效益，又要适应砂体及水驱控制程度的要求。针对b区块开发存在的主要问题及区块储层特征，在300 m×300 m井网采用井间加井、排间加排而在450 m×160 m井网，采用东西向井间均匀布2口井的方式，更适应该区油层的有效动用，而且井网比较均匀，基本上是150 m×150 m、150 m×160 m，不但有利于后期的综合调整，而且单井控制可采储量较高。
　　3 加密后开发现状
　　加密井产油达到了方案预测指标，中高含水井所占比例较低，水淹状况并不复杂。31口加密油井，平均单井有效厚度10.9 m，连通厚度8.4 m，初期平均单井日产液4.8 t，日产油3.7 t，含水22.3%，采油强度0.34 t/d.m；加密新井目前平均单井日产液2.7 t，日产油2.0 t，含水26.8%。当月递减率25%（该区老井投产初期产油4.4 t，当月递减率为30%），次月递减率为18%。加密区新老井随着注水恢复及新井投注，从4月份起递减趋于平缓，4-7月份新井平均月递减幅度为2.7%。随着注水时间的延长，加密井月递减幅度逐渐减小，目前月度对比产油稳定，到2011年底，加密新井井口日产油预计保持在58 t。
　　4 加密区效果分析
　　4.1 加密后增加了水驱方向，提高了水驱控制程度，水驱控制储量增加
　　由于小井距井网布井，加密前后对比一类油层钻遇率增加，二类油层钻遇率降低。双向以上连通层增加，双向连通层由12.5%提高到27.6%，三向以上连通层由4.5%提高到10%，单向连通层由45.57%下降到36.9%。水驱控制储量由129×104 t增加到150×104 t，水驱储量控制程度由66.8%提高到加密后的77.7%，提高了10.9个百分点。其中二类储层水驱储量控制程度由56.9%提高到加密后的76.4%，提高了19.5个百分点。
　　4.2 加密后油水井憋压状况得到缓解
　　对比老注水井加密前后注水压力下降2.1mpa，朝54-162不吸水井恢复吸水。加密后对比2口老注水井流压、静压，分别由加密前的22.4 mpa和20.8 mpa下降到加密后的20.5 mpa和19.1 mpa；启动压力由8.9 mpa下降到7.8 mpa，下降1.1 mpa。统计2口相同井号油井静压由加密前的5.72 mpa上升到加密后的6.48 mpa。
　　4.3 油层在150 m×150m井网条件下更能有效动用，老井产量稳定，新井递减逐步减缓
　　加密区油井与水井间距离只有150m，加密后的油井动态反映，投产后第二个月月递减幅度为18%，5个月后递减趋于平缓平均月递减幅

度为2.7%。随着注水时间的延长，加密井月递减幅度逐渐减小。加密区老井随着注水恢复及新井投注，日产油由钻关开井前40.7 t上升到目前43.8 t。
　　4.4 加密井中高含水井所占比例较低，水淹状况并不复杂，有利于调整
　　经多次化验落实，动静结合综合分析，确定高含水层均为各井区的主力油层。通过分析水淹加密井所处构造位置，结合周围老井的含水、注采状况、连通关系、水淹状况等，可以发现以下几个特点：水淹加密井多位于裂缝方向或水淹波及区内，周围老井已经见水，由于裂缝的高渗透高传导作用，使这部分加密井投产后高含水；而且周围连通水井累注量高者居多，主力层水淹半径多数超过200 m；水淹方向单一明确。
　　4.5 加密后提高了采油速度和最终采收率
　　加密后井区采油速度由0.45%提高到初期的1.51%，目前为1.01%，预测采收率由加密前的19%提高到加密后的29%。
　　5 结论与认识
　　1）加密后增加了水驱方向，提高了水驱控制程度，水驱控制储量增加。
　　2）加密后油水井憋压状况得到缓解，油层动用程度提高。
　　3）a油田三类区块主力油层在150 m×150 m井网条件下更能有效动用。
　　4）加密后井距缩小，水驱效率提高，既要保证新老井地层能量，又要防止含水上升。
　　5）北块扩边区不同于南块，该区油层致密，启动压力高，油层破裂压力17.8 mpa，注水系统压力难以启动，可以考虑增压。
　　参考文献
　　[1]张凤莲.低渗透油藏井网加密分析[j].大庆石油地质与开发，2007（2）.
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