史深100沙三中调整对策研究摘要：史深100断块自1994年投入开发，1995年在进行注水先导实验的基础上，按400X283m的反九点面积井网整体进行注水开发，主体区块连续9年产能规模保持在12X104to但现阶段主体老区未能按原方案设计要求全面转五点井网，由于油水井井况恶化，井网完善程度差，导致史深100主体老区注采井网适应性变差，严重影响了油藏潜力的发挥。关键词：低渗透油藏；油水井；层系调整：P618文献标识码：A：1009-2374(2014)03-0097-02史南油田史深100块沙三中段低渗透油藏自1994年投入开发，1995年按400X283m的反九点面积井网整体转注，历经14年的滚动勘探开发,取得了较好的开发效果。但随着挖潜调整的深入，史深100主体老区油水井受长期的反复改造、高压注水等因素影响，导致井况恶化、井网适应性变差，地层能量持续下降等一系列注采开发矛盾，严重影响了油藏潜力的发挥。为进一步提高油田开发水平，有必要对该油藏开发方案调整对策进行研究，制定有针对性、适应性的开发调整对策，用于指导今后史深100断块的开发。1层系调整可行性研究1.1局部区域中1、中2砂组均具有一定的物质基础根据中1砂组、中2+3砂组在储层中部F2断层两侧中1砂组、中2+3砂组油层厚度均在105以上，计算区域面积2.48km2,细分层系后，各层系主力层突出，具有一定的油层厚度和剩余可采储量。中1段平均油层厚度10.Im,主力层主要为中14、地质储量175.0X104t,目前剩余储量丰度63.6X104t/km2,剩余可采储量23.9X104t；中2+3段平均油层厚度14.9m,主力层主要为中21、地质储量267.lX104t,目前剩余储量丰度88.7X104t/km2,剩余可采储量29.lX104to1.2储层物性较好，隔夹层稳定分布细分层系区域主要为主力层中14、中21储层发育核部，沉积微相属于水道微相带上，区域内储层物性相对较好，平均空隙度19.4%,渗透率13.6X10-3um2o另外，根据储层特征研究成果，史深100断块砂层组之间隔层分布稳定，中1段和中2段之间平均隔层厚度为36.5iTio1.3各层系均具有一定的产能根据投产或改层单采中14小层或中21小层的油井生产情况分析各层系均具有一定的产能，统计投产或改层单采中14小层的油井有10!□,平均单井初产ll.4t/d,平均采油指数0.llt/d.MPa.m；投产或改层单采中21小层的油井有63口，平均单井初产14.2t/d,平均采油指数0.14t/d.MPa.mo2合理井网研究2.1井网方式确定根据前面地应力与裂缝特征和注水见效实际情况分析，该块主地应力方向为北东70。,应力集中、人工裂缝发育，考虑注水主流线方向与主应力方向匹配和基础井网限制，通过转注反九点井网角井转换为五点面积井网，可以有效提高注采井网适应性，具体以下优势：通过对目前方九点井网的角井转注，可以实现注水井排方向接近地应力方向即人工裂缝方向，注水水沿裂缝形成水线向油井井排推进，避免油井暴性水淹；转注后，注采井距由400iri缩小到280m,有效克服反九点角井注采井距大，油井难受效的问题；反九点注采井数比1：3,五点井网注采井数比1:1,注采井数比的提高，可以实现强化注水，有利于补充地层能量。综上所述，根据目前区块内井网状况，下一步井网调整的重点是史深100主块中西部目前仍为400X250in的反九点面积井网区域，通过角井转注提高注采井网适应性。2.2合理井距确定2.2.1技术极限井距的确定。对于低渗透油藏，在一定的注采压差下,油井能够控制的的最大径向距离称为极限生产半径，水井能够控制的最大径向距离称为极限注水半径。极限生产半径与极限注水半径的和称为极限井距。低渗透油田渗流理论研究表明：极限供油半径（或极限注水半径）受有效驱替压力梯度的制约，而有效驱替压力梯度的大小与储层渗透率、渗流流体的地下粘度有关。根据低渗透油藏的渗流机理，确定了极限供油半径与有效驱替压差、储层渗透率、地下原油粘度的关系式：在室内实验研究的基础上，结合现场动态资料，进一步研究了低渗透油藏的极限供油半径。并绘制出了不同粘度时，极限控制半径与渗透率的关系图如图1所小。史深100断块平均渗透率约10X10-3um2,平均地层原油粘度1.8mPa.s,计算其极限控制半径为80in。即：有效注采井距为160m。当注采井距大于1605时，由于注、采设备受目前工艺技术水平的限...