某油田A油層井網設計及適應性評價

孫成坤

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

對于特低滲透油藏，合理的井網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地應力場造成的滲流各向異性［1］，并與裂縫、基質的滲透率比值有關；從特低滲透油藏的地質特征看，用不等距井網開發是一種必然趨勢。采用矩形井網開發可拉大井距，縮小排距，降低啟動壓力梯度，建立有效驅動體系，是特低滲透油藏有效的開發井網形式［4］。

1 A油層特點

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，河道發育規模小，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，根據物性參數統計結果，A油層含油層屬于低孔、特低滲儲層［2］。從不同級別統計數據分析看，孔隙度小于15%的占到90.6%；從空氣滲透率統計數據看，某油田平均為1.11mD，主要分布在0.1～1.5mD之間；含油性較差，含油產狀以油浸、油斑為主；巖心核磁共振可動油飽和度測試結果表明，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，開發難度很大［3］。為A油層規模化投入開發，建立有效驅動體系的合理注采井距及井網部署方法，筆者開展了某油田A油層開發試驗。

2 A油層井網設計

根據裂縫監測結果，A油層以垂直裂縫為主，裂縫走向近東西向，最大水平地應力方位多在55～85°之間。A油層人工裂縫微地震監測結果表明，人工裂縫方位以北東向為主，分布在北東50.4～89.1°。試驗區裂縫系統方向為北東50.4～89.1°，為使井網系統面積波及系數越大，驅替效率越高，試驗區井排方向采用人工裂縫方向，即北東70°方向 （依據天然裂縫、人工裂縫研究的結果，以近似最大水平主應力方向即北東70°）為井排方向，同時考慮形成有效驅動體系［4］、經濟井網密度［2］、儲層砂體寬度及含水上升速度的要求，設計300m×80m矩形井網。

3 井網適應性評價

3.1 井網控制程度

從某試驗區不同有效厚度水驅控制程度結果 （見表1）可以看出，試驗區水驅控制程度較高，層數連通比例為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，砂體規模越大，水驅控制程度越高 （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 某試驗區不同有效厚度水驅控制程度

從試驗區注采井距與井網控制程度關系為隨著注采井距的減小，井網控制程度逐漸增加。當注采井距為175m時，井網控制程度達到75%左右，井距進一步縮小到100m時，井網控制程度增加到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

統計A油層目前產液情況，產液層數比例為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，單層有效厚度發育越大油層動用越好。其中有效厚度2.0m以上的油層層數、砂巖厚度、有效厚度產液比例均達到80%以上；有效厚度在1.0～2.0m的油層，層數產液比例為44.8%，砂巖厚度產液比例為51.3%，有效厚度產液比例44.8%；有效厚度在0.5～1.0m的油層，層數產液比例為42.9%，砂巖厚度產液比例為45.0%，有效厚度產液比例44.3%。

圖1 注采井距與井網控制程度關系曲線

表2 A油層產液狀況統計表

3.3 井間電測監測資料

某試驗區井排方向與最大主應力方向平行，為北東70°，2012年對試驗區7口井進行了水驅前緣測試，從測試成果，測試井的注水平面波及系數均較大，平均單井平面波及系數為0.44。注入水沿裂縫方向推進明顯，實現了矩形井網、線性注水開發。

3.4 吸水資料

通過分析A油層連續三次的吸水剖面資料，隨著開發時間的延長，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。從水井指示曲線看，當注水壓力上升時，曲線向水量軸偏轉明顯，吸水能力變強 （見圖2）。

表3 A油層三次吸水狀況統計表

圖2 XX井吸水指示曲線

3.5 數值模擬

由于A油層滲透率低、滲透通道細小，存在著壓力梯度，其滲流特征為非線性滲流，并存在著較強的壓力敏感性［1］。針對A油層地質特點，考慮壓敏效應，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］。根據井網部署形式建立了矩形井網的地質模型［4］。模擬不同井網條件下不同時間壓力梯度的變化規律。開發時間相同時，井排距越大壓力傳播越慢，油井見效也相對較晚。計算結果表明，300m×80m井網進行開發過程中水驅見效快，剩余油分布面積最小，開發效果最好。由數值模擬計算采出程度看，井距越小采油速度越快，相同生產時間下的采出程度越高，300m×80m井距采出程度最高。結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，已經建立了有效驅動壓力體系，角井受效明顯。因此，某油田A油層矩形井網布井方式下合理井排距在300m×80m，當井距超過400m時，排距超過120m時，油層不能得到動用。

4 結論

1）試驗區不同有效厚度水驅控制程度較高，有效連通比例為74.6%，其中雙向及多向連通比例為40.7%。儲量動用程度達到63.9%，其中2.0m以上有效厚度產液比例達到89.5%。

2）井間電測監測表明，注水前緣推進均勻，平均波及系數達到0.44。通過分析連續的吸水剖面資料，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%，具有較強的吸水能力。

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

［1］翟云芳 .滲流力學 ［M］.北京:石油工業出版社.1994.

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

［3］黃延章 .低滲透油層滲流機理 ［M］.北京:石油工業出版社，1998.

［4］吳柏志 .低滲透油藏高效開發理論與應用 ［M］.北京:石油工業出版社，2009.