劉 姣，王成龍，時(shí)圣彪.

(延長油田股份有限公司志丹采油廠，陜西延安 717500)

超低滲透油藏是目前低滲透油田開發(fā)的熱點(diǎn)和難點(diǎn)，其特殊性和復(fù)雜性導(dǎo)致其較常規(guī)油藏開發(fā)難度更大。注采井網(wǎng)部署是油田注水開發(fā)中非常重要的環(huán)節(jié)，直接影響到初期采油速度，決定了油田的穩(wěn)產(chǎn)年限和采出程度。在超低滲透油藏注水開發(fā)的過程中，裂縫的影響使巖石物性的各向異性更加嚴(yán)重，表現(xiàn)在油田開發(fā)中容易出現(xiàn)裂縫方向性的水淹。因此，對(duì)超低滲透油藏合理注采井網(wǎng)的研究尤其重要[1-2]。目前對(duì)于超低滲透油藏注采井網(wǎng)的研究方法比較有限，尤其是對(duì)合理井距和排距的研究較少。本文分析了姜家川區(qū)塊的油藏地質(zhì)特征，對(duì)長8油藏的注采井網(wǎng)進(jìn)行了研究，綜合油藏工程方法和開發(fā)經(jīng)驗(yàn)法，重點(diǎn)利用數(shù)值模擬技術(shù)確定了適合本區(qū)的合理井距和排距，以此來指導(dǎo)延長油田超低滲透油藏經(jīng)濟(jì)、高效的開發(fā)。

1 油藏基本特征

姜家川區(qū)塊地理位置處于陜西省富縣境內(nèi)，構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地南部探區(qū)，整體表現(xiàn)為西傾單斜。研究區(qū)主力油層長8是巖性油藏，儲(chǔ)層孔隙度平均為7.1%，滲透率平均為0.28 mD，屬于特低孔—超低滲透油藏[3-4]。研究區(qū)長8油藏原始地層壓力為8.82 MPa，油藏中部深度為1 250 m，壓力系數(shù)為0.71，屬于典型的低壓油藏。與常規(guī)低滲透油藏相比，超低滲透油藏孔喉更加細(xì)微、巖性更加致密、巖石物性變差、開發(fā)難度更大。但是它也具有原油性質(zhì)較好、油層分布穩(wěn)定、水敏礦物較少、適宜注水開發(fā)等有利條件。目前研究區(qū)存在注采井網(wǎng)不完善、水驅(qū)控制程度較低、油井初期遞減快、壓力保持水平較低等問題，迫切需要注水開發(fā)補(bǔ)充地層能量。

2 井網(wǎng)選擇

目前低滲透油藏主要采用正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)、菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)和矩形井網(wǎng)開發(fā)，3種井網(wǎng)各有優(yōu)缺點(diǎn)[5-9](表1)。

表1 不同井網(wǎng)形式的優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比表Table 1 The comparison table of advantages and disadvantages in different pattern forms

姜家川區(qū)塊采油速度較低，油井壓裂改造后會(huì)形成人工裂縫，菱形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)由于其采油井?dāng)?shù)是注水井的3倍，因此有利于擴(kuò)大初期開發(fā)規(guī)模，提高采油速度，通過加大裂縫延伸方向的井距可以有效控制角井水淹，有利于注入水均勻推進(jìn)。另外，該井網(wǎng)靈活性強(qiáng)，到油田開發(fā)中后期便于井網(wǎng)調(diào)整，當(dāng)難以維持油田開發(fā)所需要的注水強(qiáng)度時(shí)，可以根據(jù)需要將含水較高的角井轉(zhuǎn)為注水井，形成沿裂縫線注水(圖1)，調(diào)整為矩形五點(diǎn)井網(wǎng)以改善注采井的比率，提高注水強(qiáng)度。菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)已經(jīng)廣泛應(yīng)用于長慶五里灣一區(qū)、盤古梁、安塞等特低滲透油田的開發(fā)，均取得了較好的開發(fā)效果。因此推薦在姜家川區(qū)長8油層采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)。

圖1 菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)示意圖Fig.1 The skewed nine-spot pattern diagram

3 井排方向

由于低滲透砂巖油藏裂縫較為發(fā)育，因此確定注水井排方向是注采井網(wǎng)部署至關(guān)重要的一步。注水井排方向主要由裂縫發(fā)育方向決定，要最大限度地與主裂縫延伸方向保持一致。通過監(jiān)測(cè)壓裂改造后的人工裂縫方位，可以確定儲(chǔ)層的主裂縫發(fā)育方向。到油田開發(fā)中后期，需要根據(jù)裂縫監(jiān)測(cè)成果，及時(shí)對(duì)注水井排方向進(jìn)行調(diào)整，可以有效地控制含水上升，以此來指導(dǎo)油田科學(xué)高效的注水開發(fā)[10-11]。

本區(qū)利用“聲發(fā)射定位監(jiān)測(cè)裂縫技術(shù)” 確定人工裂縫方位，分別對(duì)7口井長8層人工裂縫進(jìn)行監(jiān)測(cè)。監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示，該區(qū)主要發(fā)育三組裂縫，其中以北東80°最為發(fā)育，其次為北西310°和北北東3°(圖2)，同時(shí)參考鄰區(qū)同類油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，最大主應(yīng)力方向確定為北東80°，故研究區(qū)的井排方向?yàn)楸睎|80°。

圖2 姜家川區(qū)塊人工裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果玫瑰花圖Fig.2 The artificial fracture monitoring rose chart of Jiangjiachuan

4 井網(wǎng)密度研究

4.1 合理采油速度法

依據(jù)油田合理的采油速度和單井日產(chǎn)油量可以計(jì)算井網(wǎng)密度[12-13]。根據(jù)姜家川區(qū)塊的實(shí)際地質(zhì)及生產(chǎn)情況，長8圈定含油面積14.53 km2、石油地質(zhì)儲(chǔ)量277.82×104t、單井日產(chǎn)油量0.52 t/d，合理采油速度根據(jù)低滲透油田經(jīng)驗(yàn)取值，得出不同采油速度下的技術(shù)合理井網(wǎng)密度見表2。研究區(qū)初期采油速度在1.5%左右，由此確定合理井網(wǎng)密度為15.1口/km2。

表2 長8油層合理井網(wǎng)密度(不同采油速度)Table 2 The Chang-8 reasonable well spacing density

4.2 單井控制儲(chǔ)量法

在油田開發(fā)初期，利用單井控制儲(chǔ)量法，根據(jù)經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度計(jì)算公式[14]，代入研究區(qū)實(shí)際參數(shù)計(jì)算得長8油區(qū)的經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為20.5口/km2。

表3 單井控制可采儲(chǔ)量參數(shù)取值表Table 3 The parameters table of single well controlled recoverable reserves

綜合以上合理采油速度法和單井控制儲(chǔ)量法兩種方法的計(jì)算結(jié)果，姜家川區(qū)塊長8油藏合理的井網(wǎng)密度為15.1～20.5口/km2。

5 井距、排距的確定及優(yōu)化

本次研究在井網(wǎng)密度研究的基礎(chǔ)上，對(duì)比分析油藏工程方法和數(shù)值模擬法，并結(jié)合油田經(jīng)驗(yàn)法對(duì)姜家川區(qū)塊長8油層的井距和排距進(jìn)行優(yōu)化。

5.1 啟動(dòng)壓力梯度法

圖3 不同滲透率情況下Kx/Ky與排距關(guān)系圖版Fig.3 The Kx/Ky and row spacing relationship chart in different permeability

圖4 不同滲透率情況下Kx/Ky與井距關(guān)系圖版Fig.4 The Kx/Ky and well spacing relationship chart in different permeability

依據(jù)啟動(dòng)壓力梯度法，假設(shè)x為裂縫延伸方向，y為垂直裂縫方向，只有當(dāng)主向和側(cè)向注采井距都達(dá)到合理注采井距的條件時(shí)，才能獲得最佳的驅(qū)替效果[15-17]。繪制不同滲透率情況下Kx/Ky與井距、排距關(guān)系圖版如圖3和圖4所示。由圖可知：當(dāng)滲透率K小于0.5 mD時(shí)，滲透率對(duì)排距和井距的影響較大，井距和Kx/Ky呈現(xiàn)正比相關(guān)性，排距和Kx/Ky呈現(xiàn)反比相關(guān)性。參考油田經(jīng)驗(yàn)值，Kx/Ky取2，研究區(qū)滲透率K為0.28 mD，由此確定合理注采井距在400 m左右、合理注采排距在100 m左右。

5.2 數(shù)值模擬研究

根據(jù)研究區(qū)長8油層的物性設(shè)置模型參數(shù)，模型網(wǎng)格參數(shù)為：217×121×1，x、y方向網(wǎng)格步長為10 m，z方向網(wǎng)格步長為8.5 m。滲透率為0.28 mD，孔隙度為7.1%，通過增大油水井附近網(wǎng)格的滲透率來模擬地層壓裂后滲透率的變化，模型中設(shè)置裂縫半長為90 m，裂縫導(dǎo)流能力為150 mD·m，對(duì)菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)進(jìn)行井距和排距的優(yōu)化[18-19]。

(1)長8油層的井距優(yōu)選：定排距為150 m，分別設(shè)計(jì)了350 m×150 m、400 m×150 m、450 m×150 m、500 m×150 m、550 m×150 m五種不同的井距進(jìn)行數(shù)值模擬，模擬計(jì)算20年，結(jié)果如圖5所示。由圖可以看出合理的井距范圍是400～500 m，最優(yōu)值為450 m；當(dāng)井距超過500 m時(shí)，水驅(qū)開發(fā)效果較差，井距小于400 m以后容易造成油井過早見水，采出程度低。在合理井距范圍內(nèi)，井距的變化對(duì)采收率影響不大。

圖5 不同井距采出程度與生產(chǎn)時(shí)間關(guān)系曲線Fig.5 The recovery rate curves relationship with production time in different well spacing

(2)長8油層的排距優(yōu)選：在井距優(yōu)化的基礎(chǔ)上，定井距為450 m，分別設(shè)計(jì)了450 m×80 m、450 m×100 m、450 m×120 m、450 m×140 m、450 m×150 m五種不同的排距進(jìn)行數(shù)值模擬，模擬計(jì)算20年，結(jié)果如圖6所示。由圖可以看出合理的排距范圍為100～140 m，最優(yōu)值為120 m。整體上排距的變化對(duì)采出程度的影響不大。

圖6 不同排距采出程度與生產(chǎn)時(shí)間關(guān)系曲線Fig.6 The recovery rate curve relationship with production time in different row spacing

綜合兩種方法的分析研究，確定姜家川區(qū)塊長8油層的井距為450 m，排距為120 m，由井距、排距計(jì)算得井網(wǎng)密度為18.5口/km2，在合理的井網(wǎng)密度范圍內(nèi)。

6 認(rèn)識(shí)與結(jié)論

(1)對(duì)于裂縫性超低滲透油藏，菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)具有很好的適應(yīng)性，井排方向與裂縫延伸方向平行，油田開發(fā)后期根據(jù)需要將菱形邊部油井轉(zhuǎn)注形成裂縫線注水，調(diào)整為矩形五點(diǎn)井網(wǎng)，可以有效提高注水強(qiáng)度。推薦姜家川區(qū)塊長8油藏采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，井排方向?yàn)楸睎|80°。

(2)綜合合理采油速度法和單井控制儲(chǔ)量法兩種方法，姜家川區(qū)塊長8油藏的合理井網(wǎng)密度為15.1～20.5口/km2。

(3)在油藏工程方法研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合低滲透油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，利用數(shù)值模擬優(yōu)化研究得到：長8油層合理的井距范圍是400～500 m，最優(yōu)值為450 m；合理的排距范圍為100～140 m，最優(yōu)值為120 m。