摘要：zy是一个多油藏类型组成的复式油气田，投入开发至今，总体开发效果较差，表现在采出程度低、采油速度低、采收率低。本文通过合理注采井距、开发层系划分及剩余油分布特点等方面论述了油藏开发调整的基础，提出了复杂结构井、井网加密等提高复杂断块油藏水驱效果的技术对策，希望对类似油藏开发后期调整策略的制定起到一定的借鉴作用。
　　关键词:低渗透复杂断块油藏水平井
　　
　　
　　1、研究区概况
　　zy属于复合油气藏，纵向上钻遇的油层有孔一段、孔二段、中生界三套含油层系，属中孔、低渗油藏。由于注采井网不完善、水驱控制程度低；储层物性差、水井欠注、分层调控手段不足；受井况损坏等因素影响，注采关系失调，开发效果较差。
　　2、开发调整的可行性研究
　　2.2开发层系
　　2.2.1开发层系划分原则
　　一是渗透率绝对差值小，层间干扰相对较弱，开发层系可以划分的“粗”一些；二是单位厚度油层采油指数小，需要有足够的厚度才能保证油井经济产量要求；三是油层连续性差, 渗流阻力大, 必须缩小井距, 加大井网密度；四是为了保证必须的经济效益，采用一套层系合采的方式，通过小井距逐层上返的开采方式、分层注采工艺技术等方法缓解层间矛盾。
　　2.2.2zy油田开发层系可行性分析
　　zy油田主力砂体渗透率变异系数平均为1.17，整体上非均质程度属于不均匀型，但分层动用差异并不明显。仍沿用原来的一套开发层系，纵向非均质性形成的潜力可通过分注、射孔、填砂保护及水平井等技术针对单层挖潜。
　　2.2合理注采井距
　　根据渗流理论，等产量一源一汇稳定径向流的水动力场中，所有各流线中主流线上的渗流速度最大；而在同一流线上，与汇源等距离处的渗流速度最小。若要中点处的油流动，驱动压力梯度必须大于该点处的启动压力梯度，因此可求出给定注采压差和油层渗透率条件下的极限注采井距，即
　　 2-1
　　式中：G—启动压力梯度，MPa/cm； -注水井井底流压，MPa； -采油井井底流压，MPa；R-注采井距，m； -井筒半径，0.1m。
　　为了求取不同储层的启动压力梯度G，选取了三种粘度流体和不同渗透率的岩心分别进行启动压力梯度测试。经对启动压力梯度值和对应的空气渗透率实验数据回归分析，考虑到粘度对启动压力梯度的影响，做出所有岩样的启动压力梯度与流度之间的双对数关系曲线，通过回归得到了启动压力梯度与流度的关系为2-2
　　式中：G—启动压力梯度，MPa/cm； K—岩样空气渗透率，10-3 μm2；μ—流体的粘度，mPa•s。
　　当给定不同的注采压差时，通过公式2-1和2-2，得出不同流度对应的极限注采井距。目前zy油田平均井口注入压力29Mpa，油藏中深2850m，估算注入井井底流压为58Mpa；油井平均动液面1500m，折算出采油井井底平均流压为13.5Mpa，从而计算出该区的注采压差为44Mpa。按这一数值，zy油田的技术井距应该为100-150m，最佳井距在120ｍ左右，而该区的实际井距为200ｍ左右。
　　2.3开发潜力分析
　　2.3.1 剩余油分布特点
　　应用数值模拟及油藏工程方法落实了剩余油空间分布状况及每个单砂层的剩余油饱和度分布状况，其分布特点为：在注采井网不完善区、构造边部及断层夹角、薄差层及小砂体区、注入水波及不到区、层间干扰形成的低采出区等区域仍存在一定的剩余油。
　　2.3.2 增产措施分析
　　（1）先期酸化防膨增注效果明显
　　 对注水井采取了以酸化为主的注水措施，平均有效期23个月，平均日增注30m3/d, 缓解了注水能力不足的问题，且周围油井不同程度见到效果。水井直接投注井平均单井日注44m3/d，先期酸化防膨井日注80m3/d，且有效期在10个月左右，中期酸化防膨井日增注5-10m3/d。
　　（2）油井压裂改造效果明显
　　低渗透储层，通过压裂可改造油层导油能力提高油井产能，该区20口井压裂，米采油指数由0.17m3/d.m.MPa提高到0.32m3/d.m.MPa，平均有效期330天以上，日增油5-10t/d。配合注水井其他措施，产油量平均提高3-5倍。1993年5口井射孔、压裂，从新井压裂投产看，平均单井日产11.1t/d，未压裂井平均仅3.1t/d，产量明显高于未压裂井。
　　3、开发调整技术对策
　　3.1开发调整的技术方法选择
　　（1）应用水平井或大斜度井等复杂结构井进行开发调整，一方面解决层内动用差异，提高水驱波及系数，另一方面增大泄油面积，实现储量的有效动用及油藏深度开发。
　　（2）以单砂体为单元，完善注采井网。对于水淹程度较高的砂体，调整注采结构，改变液流方向；对于水驱效果相对较差的砂体，采用“点弱面强”形式进行相对低强度的温和注水，以緩解注水井的层间吸水差异，提高水驱控制程度。
　　（3）平面上，注入水在地层中渗流缓慢，波及范围小，因此通过缩小井距，增大有效驱替压差，使尽可能多的地质储量实现水驱。
　　（4）通过压裂、酸化措施，分层注水等工艺技术措施减少层间矛盾，扩大注水波及体积。
　　3.2总体方案部署
　　方案部署新井40口，其中采油井30口，注水井10口。其中水平井4口，大斜度井7口，侧钻水平井2口，侧钻直井3口，直井24口。40口新井的钻井目的主要包括两个方面，一是加密完善井，共计30口；另一方面是扩边井，增加边部的储量控制程度，共计10口井。方案共部署以完善注采井网为主要目的的配套措施35井次。
　　3.3实施效果分析
　　经过井网加密、调整，及以转注、增压注水、酸化、分注、提液、压裂、酸化为主的治理工作的开展，平面上油水关系重新分布。部分加密区由于所处砂体物性较好，产能较高。区块地层压力逐渐回升，由2010年的18.6MPa提高到目前的22.9MPa，采油速度由0.4%提高到0.8%以上，水驱规律正在向好的方向发展，提高注采对应率12％以上，预计提高采收率3.6个百分点。
　　参考文献：
　　[1]杨满平等“黄骅坳陷孔店南部孔二段低流度油藏渗流特征及开发对策研究”，内部资料，2006年
　　[2]李道品等“低渗透油田高效开发决策论”，石油工业出版社，2003年