沈 瑞，李兆國，段寶江，朱圣舉，趙 芳，劉 萍

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018；3.中海石油能源發(fā)展鉆采工程研究院，天津 300452）

井網(wǎng)加密調(diào)整是針對低滲透油藏產(chǎn)油量不穩(wěn)定所采取的有效措施。對此，殷代印等做了相關(guān)研究，認(rèn)為原井網(wǎng)對砂體控制程度差，未建立有效的驅(qū)動(dòng)體系，造成壓力傳導(dǎo)能力、油井生產(chǎn)能力、采油速度及采收率都低[1-3]。而在井網(wǎng)加密調(diào)整后，新、老油井產(chǎn)能提高，地層壓力上升，采油速度加大，自然遞減減緩，采收率提高，從而提高了井網(wǎng)控制儲(chǔ)量、水驅(qū)控制程度和水驅(qū)有效動(dòng)用程度[4-10]。筆者以王窯油田西部低滲透油藏井網(wǎng)加密調(diào)整區(qū)為研究對象，選取與其物性相近的天然砂巖露頭，根據(jù)相似性設(shè)計(jì)并制作了大尺度物理模型，進(jìn)行了水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。

1 試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)概況

井網(wǎng)加密調(diào)整試驗(yàn)區(qū)位于王窯油田西部，為東高西低的西傾單斜，構(gòu)造變化簡單，油氣分布主要受巖性控制；其沉積相類型為三角洲前緣亞相，水下分流河道呈北東—南西向展布。王窯油田西部主力層位長6的水動(dòng)力條件較強(qiáng)，水下分流河道發(fā)育規(guī)模大，多期河道砂體疊合連片。

研究區(qū)砂體展布明顯受沉積微相控制，順河道方向砂體呈條帶狀展布，向河道兩側(cè)砂體減薄，垂直河道方向砂體連片性差。試驗(yàn)區(qū)儲(chǔ)層平均滲透率為2.4×10-3μm2，平均孔隙度為13.3%，平均油層厚度為11.4 m，平均原始含油飽和度為56%。

2 井網(wǎng)加密調(diào)整物理模擬

2.1 物性對比

為了使物理模型的物性參數(shù)和孔喉結(jié)構(gòu)特征更接近于試驗(yàn)區(qū)實(shí)際情況，選取了長6天然砂巖露頭，測試其典型物性參數(shù)，并與王窯油田西部低滲透油藏的物性特征值進(jìn)行了對比，從而進(jìn)一步論證天然砂巖露頭制作大尺度物理模型的可行性。

在選取的天然砂巖露頭上鉆取直徑為2.5 cm的巖心柱，分別進(jìn)行孔隙度、滲透率、驅(qū)油效率、速度敏感性以及常規(guī)壓汞等測試。

天然砂巖露頭的孔隙度和滲透率與試驗(yàn)區(qū)的非常接近，且基本無速敏；天然砂巖露頭的平均驅(qū)油效率為43.88%，與王窯油田接近；天然砂巖露頭孔喉半徑基本小于10 μm，其中喉道半徑小于0.1 μm的約占30%，儲(chǔ)層主要滲流通道的孔喉半徑為0.1～4 μm，反映出低滲透油藏小孔細(xì)喉的特征（圖1），而且排驅(qū)壓力、中值壓力、喉道均值和分選系數(shù)等參數(shù)均處于I類或Ⅱ類低滲透儲(chǔ)層范圍[11]。因此，采用天然砂巖露頭進(jìn)行物理模擬實(shí)驗(yàn)?zāi)軌蜉^好地反映低滲透油藏的滲流特征[12-13]。

圖1 孔喉半徑分布頻率

2.2 物理模型設(shè)計(jì)

2.2.1 模擬井網(wǎng)單元設(shè)計(jì)

試驗(yàn)區(qū)井多為1996—1998年投產(chǎn)投注，近似為300 m×300 m正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)，井網(wǎng)密度為11.2口/km2，井排方向近東西向。試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)加密調(diào)整方式是在原注水井排與采油井排之間加密一排油井，原井網(wǎng)角井轉(zhuǎn)注，井網(wǎng)密度由11.2口/km2增加到19.5口/km2（圖2a）。

針對試驗(yàn)區(qū)實(shí)際情況，設(shè)計(jì)物理模型，同時(shí)遵循鏡像反映法。物理模型要符合鏡像反映原則存在2個(gè)難題：①模型井較多，為9口，實(shí)驗(yàn)難度增大；②模型的加密井位置與裂縫不在同一直線上，邊界難以確定。為了盡量考慮人工裂縫的影響和實(shí)驗(yàn)的可操作性，設(shè)計(jì)模型時(shí)將裂縫順時(shí)針旋轉(zhuǎn)33.3°，模型尺寸為30 cm×30 cm×4 cm（圖2b）。

圖2 王窯油田加密調(diào)整區(qū)實(shí)際井網(wǎng)與模擬井網(wǎng)

2.2.2 相似理論

相似理論是物理實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)，它可將影響現(xiàn)象發(fā)展的全部物理量適當(dāng)?shù)亟M合成幾個(gè)無因次的相似準(zhǔn)則，然后把這些相似準(zhǔn)則作為一個(gè)整體來研究各物理量之間的函數(shù)關(guān)系。文獻(xiàn)[11-12]采用方程分析法研究了大尺度物理模型水驅(qū)實(shí)驗(yàn)的相似理論，推導(dǎo)出16個(gè)相似準(zhǔn)數(shù)[14-15]，從中選取無因次流量、無因次時(shí)間和無因次壓力等3個(gè)與水驅(qū)物理模擬相關(guān)的相似準(zhǔn)數(shù)，來計(jì)算實(shí)驗(yàn)所需的流量、時(shí)間和壓力。

2.3 模擬實(shí)驗(yàn)

1號(hào)模型的孔隙度和滲透率分別為13.5%和2.06×10-3μm2，2號(hào)模型的孔隙度和滲透率分別為13.2%和2.32×10-3μm2。2個(gè)模型孔滲差別不大，以保證實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對比分析結(jié)果的可靠性。

物理模擬實(shí)驗(yàn)流程由注入系統(tǒng)、模型本體、產(chǎn)出系統(tǒng)和測控系統(tǒng)4部分構(gòu)成，實(shí)驗(yàn)初期只打開注水井、2口邊井和1口角井。1號(hào)模型和2號(hào)模型分別進(jìn)行井網(wǎng)加密調(diào)整，調(diào)整時(shí)機(jī)有所不同，1號(hào)模型為注入孔隙體積倍數(shù)為0.17時(shí)，2號(hào)模型為注入孔隙體積倍數(shù)為0.25時(shí)，2個(gè)模型都是角井轉(zhuǎn)注，打開加密井。井網(wǎng)加密轉(zhuǎn)注調(diào)整前的模型水驅(qū)采收率可根據(jù)水驅(qū)曲線法進(jìn)行預(yù)測，從而與井網(wǎng)加密調(diào)整后水驅(qū)實(shí)驗(yàn)采收率進(jìn)行對比，研究提高采收率幅度。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

將1號(hào)和2號(hào)模型水驅(qū)實(shí)驗(yàn)的采收率與井網(wǎng)加密調(diào)整區(qū)實(shí)際數(shù)據(jù)進(jìn)行對比（表1，圖3）可知，井網(wǎng)加密調(diào)整前，物理模型實(shí)驗(yàn)的采收率與井網(wǎng)加密調(diào)整區(qū)實(shí)際數(shù)據(jù)吻合程度較高，進(jìn)一步論證了大尺度物理模型數(shù)據(jù)的可靠性；大尺度物理模擬結(jié)果表明：一次井網(wǎng)采收率約為30%，井網(wǎng)加密調(diào)整后平均水驅(qū)采收率為34.9%；井網(wǎng)加密調(diào)整后采收率上升明顯，平均提高了4.97%。

表1 實(shí)驗(yàn)結(jié)果統(tǒng)計(jì)

圖3 現(xiàn)場及實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ筒墒章蕦Ρ?/p>

如果實(shí)施井網(wǎng)加密轉(zhuǎn)注調(diào)整時(shí)機(jī)過晚，例如實(shí)驗(yàn)中的2號(hào)模型比1號(hào)模型晚實(shí)施井網(wǎng)加密調(diào)整0.08倍孔隙體積，根據(jù)相似性換算為現(xiàn)場時(shí)間約為5 a，最終水驅(qū)采收率將減小1.24%。因此，對于王窯油田西部井網(wǎng)加密調(diào)整區(qū)應(yīng)盡早實(shí)施井網(wǎng)加密調(diào)整，井網(wǎng)加密調(diào)整時(shí)機(jī)過晚，水驅(qū)前緣將波及到加密井所在位置，造成加密井過早見水，甚至水淹，從而影響提高采收率效果。

4 結(jié)束語

所選天然砂巖露頭的孔隙度、滲透率、孔喉半徑、驅(qū)油效率等決定滲透率規(guī)律的參數(shù)與王窯油田西部低滲透油藏井網(wǎng)加密調(diào)整區(qū)接近，物理模擬的采收率變化曲線與王窯油田西部井網(wǎng)加密試驗(yàn)區(qū)的實(shí)際生產(chǎn)采收率曲線吻合較好，王窯油田西部試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)加密調(diào)整模擬提高原油采收率平均約為4.97%。如果井網(wǎng)加密調(diào)整時(shí)機(jī)過晚，水驅(qū)前緣將波及到加密井所在位置，造成加密井過早見水，影響井網(wǎng)加密提高采收率的效果；加密調(diào)整時(shí)機(jī)晚5 a時(shí)，提高采收率幅度將降低1.24%。

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