巨厚潛山裂縫性油藏井網部署方法研究

焦松杰，丁祖鵬，李南，焦紅梅

(中海石油(中國)有限公司北京研究中心，北京 100028)

0 引 言

在油氣田開發中，針對常規構造型油藏，已形成較成熟的布井理論與技術[1-4]：對目標油藏構造進行定量描述，結合儲層發育特征，參考標準化井網即可完成井位部署。但對巨厚潛山裂縫性油藏，由于儲層巨厚、發育裂縫等特點，常規井網難以達到預期開發效果[5]。因此，巨厚潛山裂縫性油藏在井位部署中不僅要考慮構造及儲層特征，還要考慮裂縫發育程度及裂縫走向等因素，明確油水井相對關系及最佳部署位置，實現最佳開發效果。通過分析巨厚潛山裂縫性油藏特征，結合實驗分析及油藏滲流理論，研究得到一種巨厚潛山裂縫油藏井網部署方法。

1 巨厚潛山裂縫性油藏特點分析

目標油藏L位于渤海東部海域，平均水深為29.9 m，研究區為中生界花崗巖侵入體，油藏為塊狀底水油藏。綜合地質研究表明，L油藏現今構造受長期構造運動及風化剝蝕作用而形成，在構造高部位風化作用改造強烈，儲層相對發育；在構造低部位古斷層發育，裂縫也相對發育，發育高滲大裂縫的幾率較大[6]。

L油藏具有以下特點：①儲層巨厚。發育塊狀儲層，有效厚度達幾百米，甚至上千米。②裂縫縱向高角度。受構造應力影響，儲層縱向上多發育中高角度裂縫。③裂縫平面分區。根據裂縫發育特點，儲層平面分2個區：高部位微裂縫區(簡稱微裂縫區)和低部位大裂縫區(簡稱大裂縫區)。微裂縫區位于構造高部位，因風化剝蝕嚴重，局部發育微裂縫、網狀縫，裂縫具有密度大、開度小等特征；大裂縫區位于構造低部位，受古斷層作用，局部發育大裂縫，裂縫具有密度小、開度大等特征。④裂縫存在方向性。受主地應力影響，儲層裂縫存在方向性。

2 巨厚潛山裂縫性油藏井網部署方法分析

2.1 井型分析

考慮裂縫高角度特點，與直井相比，水平井可提高裂縫鉆遇率，保證單井產能。L油藏數值模擬結果表明：水平井初期產能為直井的2.5倍，累計產油為直井的1.6倍(表1)。L油藏三維大型物理模擬結果證明，水平井開發該類油藏在保障產能、提高波及范圍等方面優勢較大[7-9]。因此，巨厚潛山裂縫性油藏推薦部署水平井開發。

表1 不同開發井型開發效果對比

2.2 布井方向分析

基于水平井在開發巨厚潛山裂縫性油藏中的巨大優勢，應結合該類油藏裂縫存在方向性的特點，明確水平井與油藏主裂縫方向最佳部署角度。

研究采用離散裂縫建模(DFN)技術建立儲層裂縫片模型，應用雙孔單滲模型開展數值模擬，模型參數：網格大小為20 m×20 m×5 m；裂縫方位為NE60 °；裂縫傾角為45.0 °；裂縫滲透率為243×10-3μm2；裂縫儲量占總儲量18.60%。

采用優化得到的水平井注采井網，模擬對比水平井與裂縫夾角成不同角度的開發效果，結果見表2。模擬結果表明：巨厚潛山裂縫性油藏水平井方向與油藏主裂縫方向成45.0 °時開發效果最佳。

表2 巨厚潛山裂縫性油藏水平井與裂縫不同配置角度開發效果對比

2.3 井網分析

為明確巨厚潛山裂縫性油藏水平井開發油水井的相對關系，以渤海L油藏為原型，根據相似理論，設計并建立與目標油藏相似的1 .0 m×1 .0 m×0.5 m的大尺度物理模型，進行不同井網形式下的水驅油實驗[10-11]。實驗結果表明，巨厚裂縫性油藏采用側底注水、頂部采油的立體井網形式開發效果最好。側底注水、頂部采油的立體井網可以形成水托油的效果，最大程度地提高水驅油波及效率，同時注水井與采油井縱向上的距離可起到延緩水淹的作用。

對于潛山裂縫性油藏，裂縫系統的驅油效率直接關系到油藏最終采收率，采油井部署位置極為重要。考慮裂縫分區的特點，利用人造巖心實驗對不同裂縫滲透率及不同原油黏度的裂縫驅油效率進行對比。實驗結果表明，裂縫系統驅油效率并不隨裂縫滲透率(裂縫開度)的增大持續增大，而是存在一個拐點(圖1)。因此，油井應部署在裂縫滲透率為200×10-3～400×10-3μm2的區域內，而非裂縫滲透率最大的大裂縫發育區。

基于以上研究，推薦巨厚潛山裂縫性油藏部署高部位微裂縫發育區采油、低部位大裂縫發育區注水的水平井立體交錯井網。具體需做到以下2點：①平面交錯，以提高波及效率，保障驅油效率；縱向立體，采用底注頂采模式，延緩底水錐進；②細化采、注井位置，實現低部位大裂縫區注入，高部位微裂縫區采油的注采模式。此種注水模式可較好地保障地層能量，控制含水上升，進而提高驅油效率。

圖1含水率為98%時裂縫系統采出程度與裂縫滲透率關系曲線

3 油水井位置確定方法

保障巨厚潛山油藏產能和開發效果的關鍵是要實現大裂縫區注水、微裂縫區采油這一立體井網部署模式，因此，明確油水井部署具體位置至關重要。

基于裂縫性油藏是否對裂縫系統開展了準確描述，分別考慮不同的油水井位置確定方法。

(1) 潛山裂縫描述清楚，特別是大裂縫區和微裂縫區相對位置描述明確。在此前提下，根據研究成果，部署大裂縫區注水、微裂縫區采油的平面交錯、縱向立體的注采井網(圖2)。

圖2潛山裂縫性油藏立體注采井網示意圖

(2) 如無裂縫系統的準確描述，僅有孔滲場等基礎數據，可基于裂縫孔滲和裂縫開度之間的理論公式等效計算裂縫開度，以確定大裂縫區和微裂縫區的相對位置，指導油水井部署位置。

裂縫介質的滲透率與裂縫孔隙度和裂縫開度之間的理論關系計算方法如下。

假設大裂縫區、微裂縫區滲濾面積均為A，微裂縫區裂縫長度為hf1，裂縫寬度為b1，裂縫密度為n1；大裂縫區裂縫長度為hf2，裂縫寬度為b2，裂縫密度為n2。

以微裂縫區為例：

(1)

式中：n1為裂縫密度，cm-1；hf1為裂縫發育段長度，cm；A為裂縫發育段滲流面積，cm2。

此時，微裂縫區裂縫孔隙度可用裂縫面積與巖樣滲流面積的比值表示：

(2)

式中：φf1為裂縫孔隙度；b1為裂縫寬度(開度)，cm。

由布辛列克方程可知，流過單位長度裂縫的液體流量為：

(3)

在裂縫總長度為hf1的情況下，巖石滲流面積內流過全部裂縫的液體流量為：

(4)

將式(2)代入式(4)可得：

(5)

引入裂縫巖石滲透率Kf這一參數，仍按達西定律來表示同一巖石的流體流量，則有：

(6)

式中：Kf1為微裂縫區裂縫滲透率，μm2。

根據等效滲流阻力原理，當2塊巖石外部幾何尺寸相同，其他滲流條件相同時，若2塊巖石的滲流阻力相等，則流量應相等。

故式(5)與式(6)應相等，整理后則有：

(7)

由式(7)可得到微裂縫區開度：

(8)

同樣得到大裂縫區開度：

(9)

式中：Kf2為大裂縫區裂縫滲透率，μm2；φf2為大裂縫區裂縫孔隙度。

由式(8)和式(9)可知：裂縫滲透率與裂縫孔隙度的比值與裂縫開度成正比，通過裂縫滲透率和裂縫孔隙度反推裂縫開度b，根據b值的相對大小判斷大裂縫區和微裂縫區，并由此確定巨厚潛山裂縫性油藏油水井具體位置。

4 布井方法應用

目標油藏L儲層厚度為180 m左右，在平面和縱向上裂縫都表現出強非均質性，為典型的巨厚潛山裂縫性油藏。

應用離散裂縫建模(DFN)技術建立儲層裂縫片模型，采用上述方法確定大裂縫區與微裂縫區，模擬對比大裂縫區注、大裂縫區采，大裂縫區注、微裂縫區采，微裂縫區注、大裂縫區采和微裂縫區注、微裂縫區采4種開發井網(一注兩采水平井立體井網，水平井與主裂縫方向成45.0 °，相同井距及注采關系)的開發效果。

模擬結果表明：大裂縫區注、微裂縫區采開發效果最好，微裂縫區注、微裂縫區采次之，而微裂縫區注、大裂縫區采效果最差。大裂縫區注、微裂縫區采開發模式較微裂縫區注、大裂縫區采開發模式15 a累計多產油4.6×104m3，相對增油達到16%(表3)。

表3 不同注采模式下累計產油對比

5 結 論

(1) 巨厚潛山裂縫性油藏具有儲層巨厚、裂縫高角度、裂縫分區、存在方向性等特點。

(2) 水平井開發巨厚潛山裂縫性油藏效果更優，推薦水平井與地層主裂縫方向成45.0 °部署。

(3) 通過研究得出，“側底注水、頂部采油”的立體井網開發該類油藏效果最好，采油井應部署在裂縫滲透率為200×10-3～400×10-3μm2的區域，而非裂縫滲透率最大的大裂縫發育區。

(4) 通過孔滲場計算裂縫區域定量分布的方法，確定了油水井部署具體位置，最終實現高部位微裂縫區采油、低部位大裂縫區注水的水平井立體交錯井網部署模式。模擬結果表明，大裂縫區注、微裂縫區采較微裂縫區注、大裂縫區采的開發模式15 a累計多產油4.6×104m3，相對增油達到16%。研究成果對同類油藏開發井網部署具有一定的借鑒意義。

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