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摘 要：井网加密是动用油藏剩余油、提高油藏采收率最直接有效的手段，对油田开发中后期改善开发效果及长期稳产具有重要意义。文章分析了胡尖山油田安201井区的油藏地质特征和开发概况，依据开发现状及储层特点，确定了加密开发方式，并对改造规模进行实时优化，取得了良好
国内外油田的开发实践表明，油田开发进入中高含水期后，及时对井网进行加密调整，对稳定油田产量，提高采油速度都是十分有益的。加密井网的布局在很大程度上取决于储层裂缝发育特征、水驱状况、剩余油饱和度等，储层改造的方式、规模对加密井的开发效果同样至关重要。目前，国外加密井主要两种：一种是点状注水井，以调整注采井井距；另一种是加密生产井，以缩小单井控制储量，改善平面矛盾，提高开采效果。
1 油藏地质特点及存在的问题
1.1 油藏地质特点
安201区油藏属于较典型的低渗透油藏，储层致密，非均质性强，存在大量的人工和天然裂缝，开发难度大。
1.2 存在的问题
目前暴露出的问题主要有：
①水驱动用程度不高；
②油井见水过早；
③油井动液面较低，井底流压过小，提液困难；
④采油速度递减过快。
2 加密方式选择
针对开发现状，为了提高剩余油动用程度，确定在原有菱形反九点井网的基础上，设计在原井网侧向油井之间加密2口油井，主向油井实施转注，形成排状注水井网，井距160 m，井排150 m。
3 压裂参数优化
一次加密井开采的主要对象是薄差油层。该类储层渗透率低、油层性质差、空间分布复杂。
从平面上看，加密井与老井的井距仅有100～200 m，目的油藏中有些油层已经水淹或与高含水层镶嵌、搭边；有些油层位于主力油层的变差部位；有些油层在平面上却是零星孤立地分布。
从纵向上看，由于加密井钻遇基础井网，目的油层分散于各油层组中，且与高含水层相间分布，油层与见水层隔层很薄。其改造难度在于裂缝半径难以控制，如果压裂措施不合理，会导致加密井投产后，含水上升快，甚至迅速水淹。
因此，为了控制裂缝走向，先对射孔方式进行优化；然后采用井下压力计+微地震监测来判断压裂时目的井裂缝走向、长度，追踪改造效果，优化压裂参数。
3.1 射孔方式的优化
目前直井常用的射孔方式分为常规电缆传输射孔和定向射孔。安201区块NE72 °方向存在天然大裂缝，易造成裂缝方向的油井见水，考虑到避开水线，加密井应采用定向射孔压裂，以单翼定向射孔和双翼定向射孔为主。双翼定向射孔即在射孔相位为180 °、射孔方位一定的条件下进行射孔。在减小见水风险的同时可有效扩大泄油面积，充分动用油藏从而提高单井产能。安201区块加密井与水线距离为150 m，见水风险较小，建议多实施定向NE162 °双翼射孔（垂直水线），增加油层动用率和泄油面积。对于目的井临近注水井或者邻井产水较多的井，根据实际情况选择合适的射孔方位进行定向射孔。
3.2 初始改造参数
选定1#、2#目的井，结合该区井网、水驱系统、地层压力等情况，控制压裂规模，优化泵注程序，在避免勾通水线的同时，提高单井产量。
1#目的井初始压裂改造参数如下：砂量15.0 m3、排量1.4 m3/min、射孔方式定向射孔，相位360度，方位NE297。
运用FracproPT压裂设计软件进行裂缝模拟的计算结果，见表1。
2#目的井初始压裂改造参数如下：砂量20.0 m3、排量1.8 m3/min、射孔方式定向射孔，相位360度，方位NE297。
运用FracproPT压裂设计软件进行裂缝模拟的计算结果，见表2。
监测井监测结果对比，如图1所示。
微地震监测数据表，见表3。
两口井都采取了定向射孔的方式，微地震事件较集中于东翼，分析可能是由于监测距离的限制，裂缝西翼远端大部分信号淹没在噪声中，所以造成裂缝东翼发育较西翼明显。由于提高了排量和砂量，2#井裂缝扩展更远，高度也相对大些。本次加密井裂缝走向北偏东79 °和北偏东74 °，说明裂缝仍主要受地应力影响，周围油井压裂、注水井注水对局部地应力影响很小
从试油成果来看， 2#井日产油18.6 m3，日產水0，1#井日产油17.0 m3，日产水0，2#井改造效果略好与1#井。建议加大压裂规模。排量定在（1.6～1.8 m3/min），加砂量增加到20～25 m3，提高改造效果。
4 储层改造效果评价
4.1 加密井不同规模效果对比
以上是22口加密井改造前期和后期的效果对比。
加砂量在25.0 m3以上的井有11口，从试油成果可以看出，多数均产水。从后期的产量来看，日产油1.0～3.0 m3，含水较高（23%～46%）。
加砂在20.0 m3左以下的井有11口，试油解释多数为纯油。从后期的产量来看，日产油2.0～6.0 m3，半数在3.0 m3以上，含水也不高（17%～22%）。
4.2 同井区单井产量对比
安201区块2009年投入开发，初期单井平均日产液4.9 m3，日产油3.3 m3，含水32.4%，目前单井平均日产液2.6 m3，日产油1.5 m3，含水47.3%。加砂量20.0 m3的五口加密井平均日产液
4.4 m3，日产油3.0 m3，含水18.6%。从短期来看，效果不错。可以初步判断，加密井的规模最好控制在加砂量15～20 m3，排量1.6～1.8 m/min。加砂量和排量不宜太大，有沟通水层的风险，会导致加密井投产后，含水上升快，甚至迅速水淹。
5 结论及建议
安201区块的储层特征适合布局加密井网，目前已取得较好效果。
初步认为压裂规模控制在砂量15～20 m3，排量1.6～
1.8 m3/min为宜。建议进一步跟踪投产后产量变化情况以更准确的评价改造效果。
参考文献：
[1] 谢正温.安塞油田加密调整井的增产措施及效果评价[J].油气井测试，
2001，（5）：16-19+75.
[2] 程木林.加密井区油井压裂增产技术[J].石油钻采工艺，2006，（2），
69-71+86.
[3] 曹仁义，程林松，薛永超，等.低渗透油藏井网优化调整研究[J].西南石
油大学学报，2007，（4），：67-69+191-192.
国内外油田的开发实践表明，油田开发进入中高含水期后，及时对井网进行加密调整，对稳定油田产量，提高采油速度都是十分有益的。加密井网的布局在很大程度上取决于储层裂缝发育特征、水驱状况、剩余油饱和度等，储层改造的方式、规模对加密井的开发效果同样至关重要。目前，国外加密井主要两种：一种是点状注水井，以调整注采井井距；另一种是加密生产井，以缩小单井控制储量，改善平面矛盾，提高开采效果。
1 油藏地质特点及存在的问题
1.1 油藏地质特点
安201区油藏属于较典型的低渗透油藏，储层致密，非均质性强，存在大量的人工和天然裂缝，开发难度大。
1.2 存在的问题
目前暴露出的问题主要有：
①水驱动用程度不高；
②油井见水过早；
③油井动液面较低，井底流压过小，提液困难；
④采油速度递减过快。
2 加密方式选择
针对开发现状，为了提高剩余油动用程度，确定在原有菱形反九点井网的基础上，设计在原井网侧向油井之间加密2口油井，主向油井实施转注，形成排状注水井网，井距160 m，井排150 m。
3 压裂参数优化
一次加密井开采的主要对象是薄差油层。该类储层渗透率低、油层性质差、空间分布复杂。
从平面上看，加密井与老井的井距仅有100～200 m，目的油藏中有些油层已经水淹或与高含水层镶嵌、搭边；有些油层位于主力油层的变差部位；有些油层在平面上却是零星孤立地分布。
从纵向上看，由于加密井钻遇基础井网，目的油层分散于各油层组中，且与高含水层相间分布，油层与见水层隔层很薄。其改造难度在于裂缝半径难以控制，如果压裂措施不合理，会导致加密井投产后，含水上升快，甚至迅速水淹。
因此，为了控制裂缝走向，先对射孔方式进行优化；然后采用井下压力计+微地震监测来判断压裂时目的井裂缝走向、长度，追踪改造效果，优化压裂参数。
3.1 射孔方式的优化
目前直井常用的射孔方式分为常规电缆传输射孔和定向射孔。安201区块NE72 °方向存在天然大裂缝，易造成裂缝方向的油井见水，考虑到避开水线，加密井应采用定向射孔压裂，以单翼定向射孔和双翼定向射孔为主。双翼定向射孔即在射孔相位为180 °、射孔方位一定的条件下进行射孔。在减小见水风险的同时可有效扩大泄油面积，充分动用油藏从而提高单井产能。安201区块加密井与水线距离为150 m，见水风险较小，建议多实施定向NE162 °双翼射孔（垂直水线），增加油层动用率和泄油面积。对于目的井临近注水井或者邻井产水较多的井，根据实际情况选择合适的射孔方位进行定向射孔。
3.2 初始改造参数
选定1#、2#目的井，结合该区井网、水驱系统、地层压力等情况，控制压裂规模，优化泵注程序，在避免勾通水线的同时，提高单井产量。
1#目的井初始压裂改造参数如下：砂量15.0 m3、排量1.4 m3/min、射孔方式定向射孔，相位360度，方位NE297。
运用FracproPT压裂设计软件进行裂缝模拟的计算结果，见表1。
2#目的井初始压裂改造参数如下：砂量20.0 m3、排量1.8 m3/min、射孔方式定向射孔，相位360度，方位NE297。
运用FracproPT压裂设计软件进行裂缝模拟的计算结果，见表2。
监测井监测结果对比，如图1所示。
微地震监测数据表，见表3。
两口井都采取了定向射孔的方式，微地震事件较集中于东翼，分析可能是由于监测距离的限制，裂缝西翼远端大部分信号淹没在噪声中，所以造成裂缝东翼发育较西翼明显。由于提高了排量和砂量，2#井裂缝扩展更远，高度也相对大些。本次加密井裂缝走向北偏东79 °和北偏东74 °，说明裂缝仍主要受地应力影响，周围油井压裂、注水井注水对局部地应力影响很小
从试油成果来看， 2#井日产油18.6 m3，日產水0，1#井日产油17.0 m3，日产水0，2#井改造效果略好与1#井。建议加大压裂规模。排量定在（1.6～1.8 m3/min），加砂量增加到20～25 m3，提高改造效果。
4 储层改造效果评价
4.1 加密井不同规模效果对比
以上是22口加密井改造前期和后期的效果对比。
加砂量在25.0 m3以上的井有11口，从试油成果可以看出，多数均产水。从后期的产量来看，日产油1.0～3.0 m3，含水较高（23%～46%）。
加砂在20.0 m3左以下的井有11口，试油解释多数为纯油。从后期的产量来看，日产油2.0～6.0 m3，半数在3.0 m3以上，含水也不高（17%～22%）。
4.2 同井区单井产量对比
安201区块2009年投入开发，初期单井平均日产液4.9 m3，日产油3.3 m3，含水32.4%，目前单井平均日产液2.6 m3，日产油1.5 m3，含水47.3%。加砂量20.0 m3的五口加密井平均日产液
4.4 m3，日产油3.0 m3，含水18.6%。从短期来看，效果不错。可以初步判断，加密井的规模最好控制在加砂量15～20 m3，排量1.6～1.8 m/min。加砂量和排量不宜太大，有沟通水层的风险，会导致加密井投产后，含水上升快，甚至迅速水淹。
5 结论及建议
安201区块的储层特征适合布局加密井网，目前已取得较好效果。
初步认为压裂规模控制在砂量15～20 m3，排量1.6～
1.8 m3/min为宜。建议进一步跟踪投产后产量变化情况以更准确的评价改造效果。
参考文献：
[1] 谢正温.安塞油田加密调整井的增产措施及效果评价[J].油气井测试，
2001，（5）：16-19+75.
[2] 程木林.加密井区油井压裂增产技术[J].石油钻采工艺，2006，（2），
69-71+86.
[3] 曹仁义，程林松，薛永超，等.低渗透油藏井网优化调整研究[J].西南石
油大学学报，2007，（4），：67-69+191-192.