組合井網儲量動用規律及水平井加密合理技術策略
——以渤海HD油田為例

蔡 暉，屈 丹，陳民鋒

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459；2.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京 102249）

0 引言

渤海目前開發的主力油田為高孔高滲的普通稠油油藏。初期一般采取大井距的反九點基礎井網，較高的采油速度進行開發。在進入高含水期前后，為提高油田開發效果，常采用轉注或加密等調整方式對基礎井網進行調整。對于一些條件適宜的油藏和層位，常考慮在反九點井網的基礎上，整體加密水平井構成組合井網進行深度開發［1-3］。

將水平井加密到基礎直井井網形成組合井網，可充分利用基礎井網以節約成本，同時可增強區域的生產能力，有利于水驅均衡驅替。加密水平井的方式主要有兩大類。一類采取局部、不規則的井網加密方式，在潛力富集區挖掘剩余油潛力，對原注采井網的驅替狀況影響較小；另一類采取整體加密的方式，與原注采井網形成組合井網，以”直井注-水平井采”的形式構建新的注采系統，可以整體改變或調整原直井井網的驅替方向及驅替效果，較大地提高原井網儲量的動用程度［4-8］。

關于加密水平井的可行性和部署策略的理論研究，大部分學者主要分析油井的產能、含水等指標變化［9-14］，而針對水平井加密后井間儲量動用效果的評價較少。對于水平井部署界限，大多利用數值模擬軟件，以采出程度、含水率等指標作為水平井加密參數的選擇依據［15-20］，少有通過分析滲流場研究平面驅替規律，從井間動用程度來評價開發效果的研究［21］，而海上油田開發風險性高，投資成本大，須全面、深入研究以確定井網合理調整技術策略。本文基于渤海實際油田，考慮油田特點建立滲流模型，研究水平井部署后注采單元滲流場變化，以及注采單元儲量有效動用規律，分析不同因素對提高儲量動用效果的影響，進而確定水平井合理加密技術界限，為后期結合油藏實際模型的數值模擬等相關研究奠定理論基礎。

1 渤海水驅稠油油田注采井網調整設想

渤海HD 油田的產層為河流相沉積的高孔高砂巖儲層，平均孔隙度為30%，平均滲透率為2 330 mD，地下原油黏度為52 mPa·s，主力層有效厚度超過20 m。初期采用350 m×350 m 的反九點基礎井網進行注水開發。受井網密度較低、注采井距較大和水驅稠油滲流阻力大等影響，在開發過程中逐漸表現出主滲流方向水驅見效快，存在一定的各向異性，導致油藏水驅有效單元程度低、油井水驅受效弱等問題。在進入中高含水階段后，油田產量難以滿足海上油田高效開發的要求，迫切需要在主力油層上進行針對性地注采井網調整，提高水驅開發效果。

根據油田地質特點、開發狀況和開發需求，擬基于目前的350 m×350 m的反九點基礎井網［圖1（a）］，在直井井排之間整體加密水平井，原直井井網中的油井全部轉注，形成“直井注-水平井采”的交錯排狀組合井網［圖1（b）］。

圖1 注采井網加密水平井基本形式Fig.1 Fundamental form of combined well pattern

在原直井反九點注采井網中，由于對角線方向注采井距大，該方向上水驅稠油驅替效果較差。另外注水井偏少，整體水驅波及系數較小，注采速度受到限制。在原井網井排之間的弱動用區加密水平井，可以利用水平井的優勢，強化該區域的動用效果；另一方面，將原油井轉注，使得注采井數比達到1∶1，可以增加水平井的受效方向，增大水平井的水驅受效面積，提高水驅效果，同時可以滿足開發后期提液強化水驅開發的需要。

2 加密水平井注采井網單元滲流模型的建立及求解

基于典型井網形式，根據井網調整設想，建立組合井網滲流模型，研究加密水平井后對基礎反九點井網滲流場的影響。

2.1 加密水平井基礎注采井組中勢的求解

2.1.1 基本滲流模型及變換關系

加密水平井注采井網條件下的滲流模型基本假設條件為：①油藏中流體為單相流體。②油藏中流動為穩定滲流。③剛性滲流，不考慮巖石及流體壓縮性。④地層中流體的滲流符合達西定律。

根據滲流力學理論，為求解方便，將物平面Z 中的滲流問題，通過保角變換轉換至像平面W 中進行求解，再將解析解通過逆變換到物平面Z 中即可。

在物平面Z 中，基于圖1 所示的井間內部加密水平井的完整注采單元，由對稱性原則，選取其中加密水平井基礎注采井組（即“直井注-水平井采”的直接對應區域）進行滲流模型的建立與研究。該注采井組由“水平采油井與四角直井注水井”組成（圖2）。

圖2 加密水平井基礎注采井組物平面Z 示意圖Fig.2 Schematic diagram of Z object plane of basic injection-production well group of infilled horizontal wells

在加密水平井基礎注采井組中，以水平井中心為原點建立平面直角坐標系，其中水平井長度為2L，井網排距與井距均為d。

根據組合井網基本注采對應關系，利用滲流力學中保角變換對物平面Z 進行映射、轉換。取保角變換函數

其中：z=x+yi;w=ξ+ηi。

根據式（1）得到物平面Z 與像平面W 平面坐標對應關系為

由式（2）可得

根據公式（3）可以解得物平面Z 上相應的（x，y）與像平面W 的位置對應關系為

由式（4）映射后，上半物平面Z 變為像平面W上寬度為π 的區域，水平井位于η軸0 到π 之間，為排油坑道。直井坐標為

物平面Z上相應的（x，y）通過式（4）可反映形成像平面W（圖3）。

圖3 加密水平井基礎注采井組像平面W 示意圖Fig.3 Schematic diagram of W image plane of basic injection-production well group of infilled horizontal wells

以像平面W 上φ(ξ0,η0) 處的直井注水井為例（其余井同理可得），由鏡像反映法，可以映射形成一列注水井、一列生產井共同生產的情形（圖4）。

圖4 鏡像反映法示意圖Fig.4 Schematic diagram of mirror reflection method

(ξ0,η0)處注水井在像平面W 上由鏡像反映法映射出的無限注水井排，其坐標可歸納為

映射出的無限采油井排坐標依次歸納為

2.1.2 像平面W 中勢的求解

根據無限大地層平面中任一點勢的表達式

式中：x0，y0表示點源或點匯的坐標；Q為點源的注入量或點匯的產出量，m3/d；h為儲層厚度，m。

通過式（6）及勢的疊加原理，將平面上各點源或點匯產生的勢進行疊加，可得(ξ0,η0) 處注水井在任一點產生的勢為

利用貝塞爾公式，得到下式

可將式（7）無窮和的式化簡為

根據上述方法，同理可得像平面W 上(ξ0,π -η0)處注水井的勢為

由式（9）和式（10）通過勢疊加可以得到該注采單元在像平面W 中任一點產生的勢為

2.1.3 物平面Z 中勢的求解

基于式（11），根據物平面Z 與像平面W 之間的坐標對應關系，將像平面W 上的位置反演到物平面Z 上，即可得到該注采井組在物平面Z 上任一點產生的勢。

2.2 注采單元中流函數的求解

利用前述方法，可以計算典型注采井網中滲流場的分布，分析不同條件下注采單元儲量單元規律，為確定合理調整方式奠定基礎。

3 注采單元中滲流場變化規律分析方法

3.1 儲量有效動用能力的表征方法

通過滲流模型求解得到注采單元中勢的分布（勢函數φ），根據勢與壓力的關系，可求得平面任一點壓力p（i，j），基本關系式為

定義平面x方向上、y方向上的壓力梯度分別為?px，?py

?px，?py的大小由上式計算所得，方向分別為x軸方向與y軸方向。可以得到總驅動壓力梯度?p大小為

流體在均質、等厚地層水平面上任意點處的滲流速度為

流體滲流速度大小反映了該位置流體的流動能力和儲量有效動用程度，流體滲流速度大于0，表示該位置儲量得到動用；流動速度越大，儲量動用程度就越高。由于流體滲流速度大小與該處流體的壓力梯度大小成正比，因此可以用總驅動壓力梯度大小來反映儲層中儲量的動用情況。某一位置的驅動壓力梯度越大，該位置流體越易流動，儲量動用能力越好。

3.2 儲量動用效果的評價方法

根據以上分析，可以用注采單元中驅動壓力梯度分布和占有范圍，來評價儲量動用效果。

在圖1 所示的整個注采單元中，設單元控制面積為Ao。驅動壓力梯度大于等于某一值?pk時，其等值線包絡的動用范圍為Apk。

為統一對比分析，定義“無因次動用范圍Dpk”表征儲量有效動用程度，表達式為

無因次動用范圍Dpk值越大，表示大于該驅動條件下的儲量動用范圍越大，反映注采單元中的儲量動用程度越好。可以根據注采井網單元的滲流場分布情況，繪制無因次動用范圍與驅動壓力梯度的關系曲線，分析注采井網的儲量有效動用情況。

定義“無因次動用強度TD”表征注采井網單元中整體儲量有效動用效果，表達式為

無因次動用強度TD值越大，表示該條件下單位無因次面積內的驅動力越大，注采單元中的儲量動用效果越好。可以根據滲流場分布，繪制出不同條件下無因次動用強度TD的變化曲線，分析不同因素對儲量有效動用效果的影響。

4 注采單元中滲流場分布變化規律

基于渤海HD 油田特點和開發狀況，利用儲量動用能力及動用效果評價指標，分析不同條件下注采井網滲流場分布變化，為確定注采井網合理加密調整策略奠定理論基礎。

4.1 加密水平井對注采單元滲流場的影響

基本參數取值為：350 m×350 m的反九點基礎井網，水平井長度2L=200 m（對比條件初值），儲層中方向滲透率Kx/Ky＝1，加密水平井的產液能力初定為原直井采油井的2.0 倍，在注采井網單元中保持整體注采平衡。

基于前述方法，計算得到基礎反九點注采單元滲流場分布［圖5（a）］、驅動壓力梯度分布［圖5（b）］及水平井加密后的組合井網注采單元滲流場分布［圖5（c）］、驅動壓力梯度分布［圖5（d）］。

圖5 加密水平井前后注采井網單元滲流場變化Fig.5 Seepage field changes of injection-production well pattern unit of infilled horizontal wells

井間滲流場分布圖中，藍色越淺代表該位置勢越大，藍水越深，該處勢越小；流線箭頭方向為液流方向，流線密集程度越高，該處流速越大、流動能力越強；井間驅動壓力梯度分布圖中，藍色越深反映該位置壓力梯度越小，紅色越深反映該位置壓力梯度越大。

對比不同井網單元的滲流場及驅動壓力梯度分布可見：①基礎反九點直井井網在對角注采井連線上驅動相對較慢，井間儲量動用較弱。②加密水平井部署后，流線由中心向四周發散，被“吸引”集中于井間對角區域，體現水平井對該區域的引流作用，注采實現了液流改向。③在加密水平井后的驅動壓力梯度圖中，水平井附近呈現出高驅動壓力梯度條帶，有效動用了原基礎中弱動用的區域，同時整個井網單元注采強度也有顯著提高。

4.2 儲層各向異性對水平井加密效果的影響

為分析加密水平井形成組合井網的適應性，在其它參數取值相同的條件下，計算對比不同儲層各向異性注采單元滲流場，并統計分析儲層各向異性對儲量動用效果的影響。

對比圖5 中Kx/Ky＝1，在相同的注采條件下，分別計算：主滲流方向為Kx，且Kx/Ky＝5；主滲流方向為Ky，且Kx/Ky＝0.2。注采單元滲流場分布及驅動壓力梯度圖如圖6 所示。

從圖6 中可看出：與Kx/Ky＝1 各向同性下的驅動壓力梯度分布相比，儲層具有各向異性時井網驅動壓力梯度分布范圍明顯增大，水平井加密井網具有較好的適應性；當Kx/Ky＝5，水平井平行于主滲流Kx方向時，注采井間線性驅替范圍更大，驅替效果更好。

圖6 不同儲層非均質條件下滲流場變化Fig.6 Seepage field changes under different reservoir heterogeneity

不同條件下，注采井網單元中儲量動用范圍變化、儲量動用效果變化曲線見圖7。

由圖7 可以看出：與反九點基礎井網相比，水平井加密后，在相同驅動壓力梯度范圍內，組合井網注采單元中的無因次動用范圍、無因次動用強度都明顯增大，注采單元儲量有效動用能力及效果都得到一定程度的提高。當存在滲透率各向異性，加密水平井的方位與主滲流方向Kx一致時，儲量動用效果提高幅度最大。

圖7 滲透率各向異性對水平井加密效果的影響Fig.7 Influence of permeability anisotropy on the effect of horizontal well infilling

5 渤海HD 油田水平井加密合理技術策略

5.1 加密水平井合理長度

基于以上建立的注采單元儲量動用效果分析評價方法，定量研究基于典型反九點井網加密水平井方式下，注采加密調整的關鍵參數技術界限——合理水平井長度。

根據油田開發經驗和相關理論認識，加密水平井長度需同時考慮油田產量、避免井間干擾和過早見水的要求。實際基礎井網為350 m×350 m 正方形反九點注采井網，加密水平井長度不應超過原始基礎井網的井距。

取水平井長度分別為150 m，200 m，250 m，300 m，350 m。在同樣生產條件下，保持整體注采平衡，計算不同水平井長度下注采單元滲流場和儲量動用變化。繪制不同水平井長度下的注采單元中驅動壓力梯度圖，以水平井長150 m，300 m 為例進行對比（圖8）；統計不同水平井長度下無因次動用范圍［圖9（a）］，計算無因次動用強度［圖9（b）］，分析注采單元儲量動用效果。

圖8 不同水平井長度下驅動壓力梯度分布圖Fig.8 Driving pressure gradient distribution under different horizontal well lengths

圖9 水平井長度對水平井加密效果的影響Fig.9 Influence of horizontal well length on the effect of horizontal well infilling

由圖8、圖9 可以看出：①在注采井網單元滲流場中，水平井長度越長，原井間內部弱動用區域處提高儲量動用能力的范圍越大，顯著增加注采井網單元的儲量動用程度；隨著水平井長度的增加，與周圍直井的相互干擾程度相應增大。②隨著水平井長度的增大，在相同驅動壓力梯度下，無因次動用范圍越大，當水平井長度超過250 m時，增加趨勢減緩，綜合考慮生產成本、產量需求及驅替效果，合理水平井長度為250～300 m，約為原井網井距的0.75倍。

5.2 油田實際應用效果

針對渤海HD 油田，由基礎反九點直井井網開發調整為”直井注-水平井采”的組合井網開發，在原直井基礎上，整體加密水平井，通過直井轉注等綜合調整，形成交錯的注采井數比約為1∶1 的強化注采井網（圖10）。

圖10 渤海HD 油田開發井網調整部署圖Fig.10 Well pattern adjustment and deployment for HD oilfield in Bohai Sea

油田在2010年進行了30口水平井加密部署試驗，注采井網整體調整效果較好，油田年產油量明顯提升（圖11），2015 年產量創歷史新高，油田采油速度由0.8%提高至1.8%，預測水驅采收率提高了10.1%，開發效果提升顯著。

圖11 渤海HD 油田開發動態變化圖Fig.11 Dynamic changes of HD oilfield development in Bohai Sea

6 結論

（1）基于渤海HD 油田基礎參數及其典型反九點注采井網模式，建立了井間內部整體加密水平井的組合井網滲流模型，可以定量計算不同條件下組合井網注采單元的滲流場分布變化，直觀反映井間儲量動用情況。

（2）建立了注采井網單元儲量動用效果的評價方法，深入認識加密水平井對改變直井反九點注采井網滲流場的作用及加密調整后注采井網單元中的儲量動用變化規律。研究表明水平井加密后，儲量有效動用能力及效果都得到一定程度提高；當存在滲透率各向異性，加密水平井的方位與主滲流方向Kx一致時，儲量動用效果提高幅度最大。

（3）結合渤海HD 油田實際，綜合儲量動用效果和開發實施條件，確定了基礎反九點注采井網整體加密水平井的關鍵技術策略，合理水平井長度為250～300 m，約為原井網井距的0.75 倍。