不同区块加密效果差异分析
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摘要：本文通过对不同区块采取不同的加密方式下的加密效果进行分析，研究不同加密方式下，区块砂体动用程度的不同以及加密效果的差异，探讨不同加密方式下的综合调整方案，为××油田其它区块进行加密提供经验和依据。
关键词：井网加密 砂体动用 水淹状况
1、区块开发基本概况
A区块位于××油田轴部地区，于2005年底采取对角线方式加密，B区块位于××油田翼部地区， 2004年底采取“3、2、1”方式加密，两个区块由于原油物性不同，加密方式不同，砂体发育状况不同，加密效果也存在较大差异。
2 、加密效果差异分析
2.1原油物性存在明显差异
A区块属于一类区块，原始地层压力8.4MPa，饱和压力6.82MPa，有效孔隙度17.2%，含油饱和度55.4%，地下原油粘度25.2mpa.s，含蜡21.76%，含胶13.63%，凝固点32℃，平均单井有效厚度8.2m，连通厚度5.8m。
B区块属于二类区块，原始地层压力8.4MPa，饱和压力6.82MPa，有效孔隙度15.7%，含油饱和度51.3%，地下原油粘度29.7mpa.s，含蜡23.79%，含胶15.27%，凝固点32℃，平均单井有效厚度11.3m，连通厚度8.0m。
2.2不同区块采取不同的加密方式
A区块采用对角线方式加密，加密后油水井间的距离为210m，计划加密27口井，注采系统调整转注2口井，加密后油水井总数为103口，油水井数比为2.4：1，井网密度为21口/Km2。
B块采取“3、2、1”变井距加密方式，缩小注采井间距离，加密后水井排距离为335m，油井排距离为223m，油水井排的距离为210m，计划加密35口井，其中采油井28口，注水井7口，注采系统调整转注2口井，加密后油水井总数为77口，油水井数比为2.7：1，井网密度为25口/Km2。
可以看出，A区块由于原油物性好，裂缝不发育，采取对角线方式加密；B区块原油物性相对较差，将裂缝方向上的注水井井距拉大，将采油井井距缩小，最终实现线性注水。
2.3 砂体发育及动用状况存在较大差异
2.3.1 B区块砂体发育状况好
A区块加密后由于井距缩小，井网对砂体控制程度提高，但由于部分加密井小层水淹未射孔，致使加密区水驱控制程度变化不明显，由加密前的67.1%到70.7%，只提高了3.6个百分点，水驱控制储量增加16.5×104t。主力砂体为FI62、FI72和FII1，厚度分别为2.5m、3.9m和3.1m，钻遇率分别为56.5%、67.9%和57.0%，但加密井发育砂体厚度较小，平均单井有效厚度7.9m，射开厚度只有6.0m，而老井平均单井有效厚度9.5m，对比降低了3.5m。从厚度分级表可以看出，加密井有效厚度小于5m的有10口井，占加密井数的37.0%；有效厚度在5m~10m的有16口井，占加密井数的59.2%。
B区块加密后由于井网密度大，井网对砂体控制程度高，水驱控制程度由加密前的60.7%提高到70.9%，提高了10.2个百分点，水驱控制储量增加了26.6×104t。主力砂体为FI71和FII1层，厚度分别为3.0m和3.7m，钻遇率分别为73.8%和83.3%。加密井平均单井有效厚度9.6m，从厚度分级看，有效厚度小于5m的只有3口井，平均单井有效厚度4.3m；有效厚度在5m~10m的有16口井，占加密井数的55.2%，平均单井有效厚度7.6m；有效厚度在10m以上 的有10口井，占加密井数的34.5%，平均单井有效厚度14.3m。
2.3.2B区块加密前后油层动用状况变化大
A区块加密前主力砂体厚度209.1m，占总厚度的47.6%，单向连通54.0m，占连通厚度的27.3%，双向连通57.1m，占连通厚度的28.8%，三向以上连通87.0m，占连通厚度的43.9%；加密后主力砂体厚度307.7m，占总厚度的51.9%，单向连通66.1m，占连通厚度的23.2%，双向连通120.4m，占连通厚度的42.2%，三向以上连通98.7m，占连通厚度的34.6%。可以看出，加密后双向连通厚度比例增加13.4%，单向以及三向以上连通厚度比例分别减少了4.1%和9.3%，砂体动用状况变化不大。
B区块加密前主力砂体厚度126.2m，占总厚度的34.4%，单向连通44.9m，占连通厚度的35.6%，双向连通31.2m，占连通厚度的24.7%，三向以上连通50.1m，占连通厚度的39.7%；加密后主力砂体厚度265.3m，占总厚度的45.7%，单向连通78m，占连通厚度的29.4%，双向连通140.4m，占连通厚度的52.9%，三向以上连通46.9m，占连通厚度的17.7%。可以看出，朝601区块加密后由于水井投（转）注以及井间节流、遮挡等原因，井区注采系统不完善，导致双向连通厚度比例增加幅度较大，单向以及三向以上连通厚度比例减少，特别是三向以上连通厚度比例下降了22.0%。
2.4加密效果不同
2.4.1 A区块加密井综合含水高
A区块27口加密井于2005年11月开始投产，初期日产液86.9t，平均单井日产液3.2t，日产油59.8t/d，平均单井日产油2.2t/d，综合含水31.2%，投产3个月后日产油就下降到32.0t，平均单井日产油1.2t，综合含水上升到43.9%，截止到目前，加密井日产液44.6t，日产油24.5t/d，平均单井日产油1.0t/d，综合含水45.1%，累积产油12360.8t，区块采油速度由加密前的0.48%到0.64%，只提高了0.16个百分点，采出程度22.25%。
水井累注量高，主力层平均水淹半径大。其中朝A1区块主力水井平均单井累注量达到13.51×104m3，主力层平均水淹半径155.8m，A2区块主力水井平均单井累注量14.31×104m3，主力层平均水淹半径194.2m，特别是FI72层平均水淹半径已经达到210.3m。从15口中高含水井六项资料看，Cl-含量平均为783.45mg/l，矿化度平均为2173.78mg/l，特别是朝G井Cl-含量只有212.7mg/l，矿化度为1212.16mg/l，化验结果判断为注入水，可见注水井水线基本推进到对角线的位置，造成加密井综合含水高。
2.4.2 B区块加密效果好
B区块28口加密井于2004年12月开始投产，初期日产液130t，平均单井日产液4.6t，日产油97.8t/d，平均单井日产油3.5t/d，含水24.8%，投产5个月后日产油下降到56.6t，平均单井日产油2.0t，综合含水25.3%，截止到2006年8月，加密井日产油55.0t/d，平均单井日产油2.0t/d，综合含水22.1%，累积产油3.32×104t，区块采油速度由加密前的0.39%提高到0.83%，提高了0.44个百分点，采出程度14.36%。
3 、结论与认识
3.1一类区块由于原油物性好，主力层水淹程度高，虽然采取灵活的加密方式，但加密井含水依然较高，且含水上升快。二类区块原油物性相对较差，水驱控制程度低，井距的缩短可有效提高水驱动用储量，提高采油速度。
3.2针对对角线加密的局限性，在注采系统调整时不能局限于原始的线性注水的观念，要采取灵活的方式进行注采系统调整，增加新的注水井点，增加新的注水受效方向，改变原来的水线推进方向，在控制老井注水量的同时确保井区供液能力，从而控制加密井含水上升速度，减缓老井产量下降幅度。
参考文献：
1、白玉著，特低渗透性油田开发与实践，石油工业出版社，2003年3月
2、师永民著，陆相油田开发中后期油藏精细描述，石油工业出版社，2004年12月
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