孫成坤

（中石油大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠地質(zhì)大隊，黑龍江 大慶 163513）

對于特低滲透油藏，合理的井網(wǎng)形式主要取決于裂縫組系與方位，井排和井距主要取決于裂縫及現(xiàn)地應(yīng)力場造成的滲流各向異性［1］，并與裂縫、基質(zhì)的滲透率比值有關(guān)；從特低滲透油藏的地質(zhì)特征看，用不等距井網(wǎng)開發(fā)是一種必然趨勢。采用矩形井網(wǎng)開發(fā)可拉大井距，縮小排距，降低啟動壓力梯度，建立有效驅(qū)動體系，是特低滲透油藏有效的開發(fā)井網(wǎng)形式［4］。

1 A油層特點(diǎn)

A油層在沉積過程中受北部物源控制，物源供給不足，以淺水三角洲沉積體系為主，河道發(fā)育規(guī)模小，平面砂體相變快，連通性差，縱向上河道砂單層厚度薄。巖心樣塊孔隙度主要分布在10%～16%，空氣滲透率一般分布在0.1～1.5mD，根據(jù)物性參數(shù)統(tǒng)計結(jié)果，A油層含油層屬于低孔、特低滲儲層［2］。從不同級別統(tǒng)計數(shù)據(jù)分析看，孔隙度小于15%的占到90.6%；從空氣滲透率統(tǒng)計數(shù)據(jù)看，某油田平均為1.11mD，主要分布在0.1～1.5mD之間；含油性較差，含油產(chǎn)狀以油浸、油斑為主；巖心核磁共振可動油飽和度測試結(jié)果表明，A油層可動油飽和度平均為21.8%，說明A油層流體流動性差，A油層流度只有0.16mD／mPa·s，開發(fā)難度很大［3］。為A油層規(guī)?；度腴_發(fā)，建立有效驅(qū)動體系的合理注采井距及井網(wǎng)部署方法，筆者開展了某油田A油層開發(fā)試驗(yàn)。

2 A油層井網(wǎng)設(shè)計

根據(jù)裂縫監(jiān)測結(jié)果，A油層以垂直裂縫為主，裂縫走向近東西向，最大水平地應(yīng)力方位多在55～85°之間。A油層人工裂縫微地震監(jiān)測結(jié)果表明，人工裂縫方位以北東向?yàn)橹鳎植荚诒睎|50.4～89.1°。試驗(yàn)區(qū)裂縫系統(tǒng)方向?yàn)楸睎|50.4～89.1°，為使井網(wǎng)系統(tǒng)面積波及系數(shù)越大，驅(qū)替效率越高，試驗(yàn)區(qū)井排方向采用人工裂縫方向，即北東70°方向 （依據(jù)天然裂縫、人工裂縫研究的結(jié)果，以近似最大水平主應(yīng)力方向即北東70°）為井排方向，同時考慮形成有效驅(qū)動體系［4］、經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度［2］、儲層砂體寬度及含水上升速度的要求，設(shè)計300m×80m矩形井網(wǎng)。

3 井網(wǎng)適應(yīng)性評價

3.1 井網(wǎng)控制程度

從某試驗(yàn)區(qū)不同有效厚度水驅(qū)控制程度結(jié)果 （見表1）可以看出，試驗(yàn)區(qū)水驅(qū)控制程度較高，層數(shù)連通比例為67.2%，砂巖連通比例為73.0%，有效連通比例為74.6%，其中雙向及多向連通比例為40.7%。從不同厚度砂體連通情況看，砂體規(guī)模越大，水驅(qū)控制程度越高 （表1），其中有效厚度在2.0m以上油層雙向及多向連通比例為50.5%，有效厚度在1.0～2.0m的砂體雙向及多向連通比例為29.8%。

表1 某試驗(yàn)區(qū)不同有效厚度水驅(qū)控制程度

從試驗(yàn)區(qū)注采井距與井網(wǎng)控制程度關(guān)系為隨著注采井距的減小，井網(wǎng)控制程度逐漸增加。當(dāng)注采井距為175m時，井網(wǎng)控制程度達(dá)到75%左右，井距進(jìn)一步縮小到100m時，井網(wǎng)控制程度增加到81.5%，增加6.5%，增加幅度變緩 （見圖1）。

3.2 儲量動用程度資料

統(tǒng)計A油層目前產(chǎn)液情況，產(chǎn)液層數(shù)比例為49.1%，砂巖厚度比例為61.7%，有效厚度比例63.9%，從不同厚度分級動用情況看，單層有效厚度發(fā)育越大油層動用越好。其中有效厚度2.0m以上的油層層數(shù)、砂巖厚度、有效厚度產(chǎn)液比例均達(dá)到80%以上；有效厚度在1.0～2.0m的油層，層數(shù)產(chǎn)液比例為44.8%，砂巖厚度產(chǎn)液比例為51.3%，有效厚度產(chǎn)液比例44.8%；有效厚度在0.5～1.0m的油層，層數(shù)產(chǎn)液比例為42.9%，砂巖厚度產(chǎn)液比例為45.0%，有效厚度產(chǎn)液比例44.3%。

圖1 注采井距與井網(wǎng)控制程度關(guān)系曲線

表2 A油層產(chǎn)液狀況統(tǒng)計表

3.3 井間電測監(jiān)測資料

某試驗(yàn)區(qū)井排方向與最大主應(yīng)力方向平行，為北東70°，2012年對試驗(yàn)區(qū)7口井進(jìn)行了水驅(qū)前緣測試，從測試成果，測試井的注水平面波及系數(shù)均較大，平均單井平面波及系數(shù)為0.44。注入水沿裂縫方向推進(jìn)明顯，實(shí)現(xiàn)了矩形井網(wǎng)、線性注水開發(fā)。

3.4 吸水資料

通過分析A油層連續(xù)三次的吸水剖面資料，隨著開發(fā)時間的延長，油層動用情況變好。在測試壓力上升的情況下，有效厚度吸水比例由初期的48.8%上升到目前的79.9%，上升了31.1% （見表3）。主要原因是由于隨著注水壓力的上升，地層微裂縫開啟，吸水能力變強(qiáng)。從水井指示曲線看，當(dāng)注水壓力上升時，曲線向水量軸偏轉(zhuǎn)明顯，吸水能力變強(qiáng) （見圖2）。

表3 A油層三次吸水狀況統(tǒng)計表

圖2 XX井吸水指示曲線

3.5 數(shù)值模擬

由于A油層滲透率低、滲透通道細(xì)小，存在著壓力梯度，其滲流特征為非線性滲流，并存在著較強(qiáng)的壓力敏感性［1］。針對A油層地質(zhì)特點(diǎn)，考慮壓敏效應(yīng)，即油藏的孔隙度、滲透率隨凈上覆壓力的改變而變化，建立了非線性滲流模型［4］。根據(jù)井網(wǎng)部署形式建立了矩形井網(wǎng)的地質(zhì)模型［4］。模擬不同井網(wǎng)條件下不同時間壓力梯度的變化規(guī)律。開發(fā)時間相同時，井排距越大壓力傳播越慢，油井見效也相對較晚。計算結(jié)果表明，300m×80m井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)過程中水驅(qū)見效快，剩余油分布面積最小，開發(fā)效果最好。由數(shù)值模擬計算采出程度看，井距越小采油速度越快，相同生產(chǎn)時間下的采出程度越高，300m×80m井距采出程度最高。結(jié)合地層壓力梯度分布可以看出，排距為80m時，井距為300m的條件下，已經(jīng)建立了有效驅(qū)動壓力體系，角井受效明顯。因此，某油田A油層矩形井網(wǎng)布井方式下合理井排距在300m×80m，當(dāng)井距超過400m時，排距超過120m時，油層不能得到動用。

4 結(jié)論

1）試驗(yàn)區(qū)不同有效厚度水驅(qū)控制程度較高，有效連通比例為74.6%，其中雙向及多向連通比例為40.7%。儲量動用程度達(dá)到63.9%，其中2.0m以上有效厚度產(chǎn)液比例達(dá)到89.5%。

2）井間電測監(jiān)測表明，注水前緣推進(jìn)均勻，平均波及系數(shù)達(dá)到0.44。通過分析連續(xù)的吸水剖面資料，油層動用情況變好，有效厚度吸水比例由初期的48.8%上升到目前的79.9%，上升了31.1%，具有較強(qiáng)的吸水能力。

3）數(shù)值模擬跟蹤結(jié)果表明，試驗(yàn)區(qū)井排沿裂縫方向的300m×80m矩形井網(wǎng)，是適合A油層低孔、低滲油藏的開發(fā)，能夠有效地降低啟動壓力梯度，建立有效驅(qū)動體系。

［1］翟云芳 .滲流力學(xué) ［M］.北京:石油工業(yè)出版社.1994.

［2］李道品 .低滲透砂巖油田開發(fā) ［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1997.

［3］黃延章 .低滲透油層滲流機(jī)理 ［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1998.

［4］吳柏志 .低滲透油藏高效開發(fā)理論與應(yīng)用 ［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2009.