海拉爾盆地高陡斷塊油藏井網優化及應用效果

賈紅兵，戴士植，李新峰，楊麗君

(1.中國石油大慶油田公司勘探開發研究院，黑龍江大慶 163712；2.中國石油大慶油田公司第六采油廠;3.中國石油大慶油田公司天然氣分公司)

海拉爾盆地高陡斷塊油藏井網優化及應用效果

賈紅兵1，戴士植2，李新峰1，楊麗君3

(1.中國石油大慶油田公司勘探開發研究院，黑龍江大慶 163712；2.中國石油大慶油田公司第六采油廠;3.中國石油大慶油田公司天然氣分公司)

針對海拉爾盆地高陡斷塊油藏地層傾角大和需要壓裂投產的特點，著重考慮重力作用、人工裂縫等因素，優化了合理井網形式和注水方式。研究結果表明，規模較大斷塊適合采用正方形井網部署，可以減緩由于重力作用造成的注入水向低部位水竄、以及由于人工裂縫造成的采油井過早見水；在窄條帶狀斷塊以及斷層附近可采用靈活井網形式。在注水方式方面，通過機理模型及數值模擬等方法，綜合確定窄小斷塊采用邊部注水方式，規模較大斷塊則采用邊部結合點狀的注水方式。實施效果表明，所采用的井網形式和注水方式是合理的。

海拉爾油田；斷塊油藏；井網形式；注水方式

海拉爾盆地屬于高陡斷塊油藏，構造上地層傾角較大，斷塊規模較小；儲層物性方面，各斷塊物性差異很大，總體上屬于低滲-特低滲透油藏；采油井均需要壓裂投產才具有經濟效益，因此開發布井需要考慮人工裂縫影響。國內外學者在井網形式和注水方式優化研究方面，取得了大量成果[1-9]，但對于這種地層傾角較大且需考慮人工裂縫的復雜斷塊油藏，可參考的文獻很少，因此有必要結合該類油藏的地質特征，研究合理井網形式和注水方式，以提高油田的開發效果。

1 地質特征

A區塊位于海拉爾盆地東南部，斷裂十分發育，造成斷塊規模普遍較小，含油面積0.51～3.58 km2。區內斷層以反向正斷層居多，少見逆斷層，走向為北東向、少有北西向。斷層密度為1.5條/km2，平均垂直斷距為140 m。油藏主要發育在東高西低的斜坡上，東部斷塊含油目的層頂面海拔最高為-772.8 m，西部為-1918.1 m。各斷塊地層傾角較大，為6°～24°，平均為13.4°。

A區主要目的層為南一段，沉積時期主要發育扇三角洲前緣-湖泊沉積體系；油層有效厚度27.2～48.0 m，平均有效厚度32.8 m；總體上屬于中孔低滲-特低滲儲層，孔隙度12.2%～21.3%，平均16.7%；滲透率(0.17～35.17)×10-3μm2，平均12.75×10-3μm2；天然裂縫以高角度的構造裂縫為主，裂縫角度為58°～90°，平均70°；最大水平主應力方向為25°～90°，平均49°。根據微地震監測資料，南一段人工裂縫主要是北東向，裂縫方位北東48.7～73.5°，平均63.0°。裂縫長度平均187.2 m，進水裂縫高度平均為10.7 m。

針對A區塊地層傾角較大、需要壓裂投產等特點，考慮重力作用和人工裂縫因素，對井網形式和注水方式進行了優化。

2 井網形式優化

針對A區塊構造、儲層發育特點，考慮人工裂縫規模和方向，建立了A1典型斷塊的地質模型。斷塊油藏一般采用正方形和三角形井網形式，因此在相同井網密度、相同油水井數條件下，重點研究了正方形和三角形兩種井網形式對開發指標的影響(表1)。

圖1、圖2表明開采過程可分成兩個階段。

(1)含水快速上升期(含水率小于 65%)。同一采出程度下，正方形井網含水低于三角形井網(圖1)；同一開采時間下，正方形井網采出程度高于三角形井網，且差距逐步加大，開采至第8年，采出程度分別為10.8%和9.6%，相差1.2% ，正方形井網開采效果更好(圖2)。

(2)含水穩步上升期(含水率大于65%)。相同采出程度下，含水趨于一致；同一時間，采出程度差距沒有被進一步明顯拉大，開發20年末，正方形井網和三角形井網采出程度分別為17.8%和16.4%，相差1.4%。

表1 A1斷塊兩種井網布井方案

圖1 采出程度與含水關系

圖2 時間與采出程度關系

綜合以上分析，受重力作用和裂縫影響，正方形井網開發效果好于三角形井網，因此確定在規模較大斷塊采用以正方形井網為主的井網形式，以拉大排距，減緩水竄。在窄條帶狀斷塊以及斷層附近，采用靈活井網形式，以避開斷層，保證油層頂和油層底的完整。

3 注水方式優化

3.1 機理模型研究

A區塊地層傾角平均13.4°，斷塊在平面上多呈窄條帶分布，各斷塊滲透率差異大(0.17～35.17)×10-3μm2，非均質性強，若在高部位注水，注入水在重力作用下易沿著高滲層向低部位水竄，油井容易水淹，無法通過水驅開采處于高部位的油。因此，在注水開發過程中應充分考慮重力的影響。

根據A區塊儲層及流體物性，建立了地層傾角為13.4°的機理模型，針對不同儲層滲透率，研究250 m井距正方形井網邊部、頂部注水下重力作用對油井含水的影響。

計算結果表明(圖3)，滲透率為1×10-3μm2時，邊部注水與頂部注水下油井含水相差不大，重力作用影響有限，滲透率為10×10-3μm2時，頂部注水時油井含水明顯高于邊部注水時油井含水(在5%左右)；隨滲透率進一步增加，兩種注水方式下油井含水相差越來越大，滲透率為50×10-3μm2時，含水最大相差約為20%。這主要因為頂部注水時，重力為動力，水驅緣沿著重力場優勢方向突進，導致邊部油井易水淹。采用邊部注水方式時，重力為阻力，水驅前緣向頂部均勻推進，波及系數高，含水低。

圖3 重力作用對油井含水的影響

根據分流方程、機理模型研究結果，以及已投產復雜斷塊油藏開發經驗[10]，呈窄條帶狀的斷塊應優先采用邊部注水方式。但對于能夠部署3排以上的較寬斷塊，如果只在邊部注水，勢必會影響高部位采油井的注水開發效果。因此采用數值模擬方法，進一步研究了這類斷塊的合理注水方式。

3.2 數值模擬研究

A3斷塊位于A區塊南部，斷塊相對較寬，寬度在670 m左右，含油面積內可部署3～4排井，油層滲透率4.92×10-3μm2，模擬頂部、邊部和邊部+內部點狀注水三種方案。模擬結果表明，邊部注水采出程度14.9%，比頂部注水采出程度高出0.8%，說明油水重力差異對邊部注水提高采收率具有一定影響。邊部+內部點狀注水采出程度最高，采出程度可達17.8%(圖4)。

從剩余油分布情況看，邊部+內部點狀注水剩余油分布最均勻，驅油效果最好。該注水方式充分發揮了內部點狀注水能適應復雜斷塊油田各區塊以及同一區塊不同部位油層富集程度不同的特點，可以使油井多向受效，完善注采平衡的優勢。因此對于含油范圍較大，油層滲透率低于10×10-3μm2的斷塊，應適當增加注水井點，實施溫和注水，形成邊部和點狀注水相結合的注水方式。

圖4 A3斷塊不同注水方式下采出程度與含水關系

4 實施效果分析

采用正方形為主的井網形式，在A3斷塊設計開發井32口，于2010年10月全部完鉆。2011年7月采用邊部與內部點狀相結合的注水方式，投產25口采油井，7口注水井。注水前平均單井產油6.5 t/d，注水8個月后陸續有22口采油井見效，產油量提高到8.6 t/d，至2013年12月，平均單井日產油量為7.2 t，含水上升較慢，含水從初期3.8%上升到18.9%，取得了較好的注水效果，初步說明所優選的井網形式和注水方式是適合這類油藏開發的。

5 結論

(1)注水開發高陡斷塊油藏必須考慮重力作用、人工裂縫等因素，優化合理井網形式和注水方式。

(2)規模較大斷塊適合采用正方形井網，減緩由于重力作用造成的注入水向低部位水竄，以及由于人工裂縫造成的采油井過早見水；窄條帶狀斷塊可采用靈活井網部署，保證油層的完整性。

(3)注水方式方面，窄條帶狀分布的斷塊采用邊部注水方式；規模較大斷塊則采用邊部結合點狀的注水方式。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)02-0084-03

2014-10-13

賈紅兵，高級工程師，碩士，1980年生，2006年畢業于大慶石油學院，現主要從事油藏工程研究。

國家重大科技專項“特低滲油藏有效開發技術”( 2011ZX05013-006)資助。

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