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摘要：研究区于2003年10月开始实施油田注水，是研究区油田最早开展注水工作的区域，2011年实现规模注水，经过十五年的注水开发，该区暴露出的问题也越来越突出，主要存在油田开发过程中存在注采对应率低、裂缝方向与注采井网的匹配性等问题。
关键词：注采对应；裂缝；井网适配性；低渗
研究区为小幅构造特低渗岩性油藏，采用约250m左右的四点井网（可转为反四点/反七点井网），分小层射孔的开发部署，通过注水开发补充地层能量。由于低渗透油藏储层孔喉细小，比表面积和原油边界层厚度大，贾敏效应和表面分子作用强烈，具有非达西渗流特征。研究表明，低渗透油层注水开发方式下，只有当注采井间的驱替压力梯度完全克服启动压力梯度后，有效的注采关系才能建立。确定合理的注采井距，从而建立有效的驱替压力系统，对低渗透油田的合理开发具有非常重要的意义。
1 研究思路
项目整体的研究思路是：通过分析找出和掌握油田中各油藏的动态参数在油田开发过程中的变化特点和变化规律，在经济极限下找出适合本区块的井网、井距，研究适合本区块的井网，对井网进行优化不符合开发规律和影响最终开发效果的部分及时进行调整，进而达到较高的最终采收率，科学合理开发油田的目的。
2 研究内容
2.1 注采方式的确定
研究区属于低渗油藏，天然能量有限，依靠弹性能量采收率很低，一般低于5%，且溶解气驱的采收率一般低于8%，利用天然能量开发采收率较低，远低于高渗透油藏。如采用注水开发，从国内低渗油藏注水开发来看，采收率一般能达到20%以上，特低渗油藏同时需要压裂投产。通过分析，要达到较高的采收率，研究区适用压裂+人工注水的开发方式。
2.2 井网、井距的确定
（一）开发经济界限研究
利用以下公式对评价期内单井初期日产油经济极限、经济极限有效厚度、经济极限地质储量和经济极限井网密度（经济极限井距）进行计算。
计算得到不同油价下研究区油区长4+5、长6油层单井极限控制地质储量、单井极限平均产能和极限井网密度见表1，油价为65$/bbl、行业收益率为10%时，单井极限控制地质储量为1.82×104t，有效厚度下限为8.35m，经济极限井网密度为21.97口/km2。
（二）合理井网形式研究
① 裂缝与井网的匹配关系研究
裂缝与井网匹配关系十分重要，只有实现井网与裂缝的合理配置，才能达到较长期稳产和提高采收率的目的。根据长庆油田开发经验，对裂缝较发育的地区采用菱形斜反九点法井网，裂缝发育的地区，采用矩形井网（表2）。开发初期一般采用反九点井网，便于中后期井网灵活调整。
正方形反九点法井网：平面渗透率各向异性不明显、砂体连片性好的储层，适合正方形反九点井网。正方形对角线与最大地应力方向平行延长了人工裂缝方向油井见水时间。
菱形斜反九点法井网：注水井和角井连线平行裂缝走向，放大裂缝方向的井距，缩小裂缝垂向的排距。井网优点为减缓角井见水速度，提高了侧向油井受效程度。
反七点井网：反七点井网也称四点井网，理论上反七点井网驱替效率最高，适合均值理想的油藏，但反七点井网由于后期调整难度大，在国内油田使用较少。
② 井网形式的优选
合理的注采井网，是关系到油田稳产时间长短的关键因素之一。它需要综合地质条件、生产要求和经济效益等多方面因素进行全面考虑，合理的井网能控制较多的地质储量，既能实现合理的注采平衡，又能便于以后的开发调整。
研究区油区天然能量缺乏，边底水不发育，天然能量采出程度低，只能采用面积注水的方式，下面就以上三种井网的优缺点进行分析。
由于研究区油区长4+5、长6油层砂体连片性好，在相同井网密度条件下，采用菱形反九点井网可降低排距，减小注采井距，提高驱替效率。同时，当含水较高时，可转成矩形井网，方便后期调整。
3 研究认识（结论）
通过本项目研究，得出以下初步认识：
（1）目前井网条件，合理的油水井数比1.58：1，目前井网条件下，实施全面注水后油水井数比与合理油水井数差别应该小于0.5。
（2）当油价为65$/bbl、行业收益率为10%时，单井极限控制地质储量为1.82×104t，有效厚度下限为8.35m，经济极限井网密度为21.97口/km2。原油售价为65$/bbl的条件下，最优井网密度为17.04口/km2，最优井排距比为2.5左右。
（3）开发技术政策研究表明，实际注采比应在2.5：1以上；菱形井网最优裂缝半缝长为100m左右，矩形井网裂缝半长在60～80m之间为宜。
参考文献：
[1]李佳鴻，宋新民，王友净，惠钢.安塞油田王窑老区特低渗透油藏储层厚砂体精细解剖[J].地质科技情报，2014，33（01）：129-136.
[2]饶巧，李涛，何右安.安塞油田坪桥难采区油藏特征及开发对策[J].西北地质，2008（01）：107-114.
关键词：注采对应；裂缝；井网适配性；低渗
研究区为小幅构造特低渗岩性油藏，采用约250m左右的四点井网（可转为反四点/反七点井网），分小层射孔的开发部署，通过注水开发补充地层能量。由于低渗透油藏储层孔喉细小，比表面积和原油边界层厚度大，贾敏效应和表面分子作用强烈，具有非达西渗流特征。研究表明，低渗透油层注水开发方式下，只有当注采井间的驱替压力梯度完全克服启动压力梯度后，有效的注采关系才能建立。确定合理的注采井距，从而建立有效的驱替压力系统，对低渗透油田的合理开发具有非常重要的意义。
1 研究思路
项目整体的研究思路是：通过分析找出和掌握油田中各油藏的动态参数在油田开发过程中的变化特点和变化规律，在经济极限下找出适合本区块的井网、井距，研究适合本区块的井网，对井网进行优化不符合开发规律和影响最终开发效果的部分及时进行调整，进而达到较高的最终采收率，科学合理开发油田的目的。
2 研究内容
2.1 注采方式的确定
研究区属于低渗油藏，天然能量有限，依靠弹性能量采收率很低，一般低于5%，且溶解气驱的采收率一般低于8%，利用天然能量开发采收率较低，远低于高渗透油藏。如采用注水开发，从国内低渗油藏注水开发来看，采收率一般能达到20%以上，特低渗油藏同时需要压裂投产。通过分析，要达到较高的采收率，研究区适用压裂+人工注水的开发方式。
2.2 井网、井距的确定
（一）开发经济界限研究
利用以下公式对评价期内单井初期日产油经济极限、经济极限有效厚度、经济极限地质储量和经济极限井网密度（经济极限井距）进行计算。
计算得到不同油价下研究区油区长4+5、长6油层单井极限控制地质储量、单井极限平均产能和极限井网密度见表1，油价为65$/bbl、行业收益率为10%时，单井极限控制地质储量为1.82×104t，有效厚度下限为8.35m，经济极限井网密度为21.97口/km2。
（二）合理井网形式研究
① 裂缝与井网的匹配关系研究
裂缝与井网匹配关系十分重要，只有实现井网与裂缝的合理配置，才能达到较长期稳产和提高采收率的目的。根据长庆油田开发经验，对裂缝较发育的地区采用菱形斜反九点法井网，裂缝发育的地区，采用矩形井网（表2）。开发初期一般采用反九点井网，便于中后期井网灵活调整。
正方形反九点法井网：平面渗透率各向异性不明显、砂体连片性好的储层，适合正方形反九点井网。正方形对角线与最大地应力方向平行延长了人工裂缝方向油井见水时间。
菱形斜反九点法井网：注水井和角井连线平行裂缝走向，放大裂缝方向的井距，缩小裂缝垂向的排距。井网优点为减缓角井见水速度，提高了侧向油井受效程度。
反七点井网：反七点井网也称四点井网，理论上反七点井网驱替效率最高，适合均值理想的油藏，但反七点井网由于后期调整难度大，在国内油田使用较少。
② 井网形式的优选
合理的注采井网，是关系到油田稳产时间长短的关键因素之一。它需要综合地质条件、生产要求和经济效益等多方面因素进行全面考虑，合理的井网能控制较多的地质储量，既能实现合理的注采平衡，又能便于以后的开发调整。
研究区油区天然能量缺乏，边底水不发育，天然能量采出程度低，只能采用面积注水的方式，下面就以上三种井网的优缺点进行分析。
由于研究区油区长4+5、长6油层砂体连片性好，在相同井网密度条件下，采用菱形反九点井网可降低排距，减小注采井距，提高驱替效率。同时，当含水较高时，可转成矩形井网，方便后期调整。
3 研究认识（结论）
通过本项目研究，得出以下初步认识：
（1）目前井网条件，合理的油水井数比1.58：1，目前井网条件下，实施全面注水后油水井数比与合理油水井数差别应该小于0.5。
（2）当油价为65$/bbl、行业收益率为10%时，单井极限控制地质储量为1.82×104t，有效厚度下限为8.35m，经济极限井网密度为21.97口/km2。原油售价为65$/bbl的条件下，最优井网密度为17.04口/km2，最优井排距比为2.5左右。
（3）开发技术政策研究表明，实际注采比应在2.5：1以上；菱形井网最优裂缝半缝长为100m左右，矩形井网裂缝半长在60～80m之间为宜。
参考文献：
[1]李佳鴻，宋新民，王友净，惠钢.安塞油田王窑老区特低渗透油藏储层厚砂体精细解剖[J].地质科技情报，2014，33（01）：129-136.
[2]饶巧，李涛，何右安.安塞油田坪桥难采区油藏特征及开发对策[J].西北地质，2008（01）：107-114.