低渗透油田的开发井网研究 第5页
第2章 低渗透油田开发注采井网系统设计探讨
2.1 低渗透油田注采井网系统的回顾
在研究地应力和天然裂缝发育特征的基础上，如何合理地选择注采井网系统将成为油田开发的关键问题[4]。总的原则是：在部署注采井时，应使注入水水线尽量避开主裂缝的方位(即水平最大主应力方向)。
经过对低渗透油田十几年的开发实践，人们对裂缝性低渗透油田的井网布置及与裂缝系统的配置关系、取得了很多有益的认识。就目前国内投入开发的低渗透油田来看，多采用300×300m的反九点法面积井网。根据注水井排与主裂缝方向的配置关系可归为以下三种井网格局：一是井排方向与主裂缝方向大致平行，以吉林扶余油田为代表；二是井排方向与主裂缝方向错开22.5°，如吉林的新立、乾安油田和大庆的朝阳沟油田；三是井排方向与主裂缝方向错开45°，以吉林的新民和大庆的头台油田为代表。以上三种井网的不同之处是井排方向与主裂缝方向的夹角不同。
第一种注采井网系统，由于将注水井排的采油井直接布在主裂缝上，所以油田投入开发后。水窜、水淹状况严重；与此同时，油井井排的采油井受效迟缓、见效差，目前这种井网已较少采用。第二种和第三种注采井网系统，将井排方向与主裂缝方向间分别扭转了一定的角度(22.5°或45°)，其出发点是为了减缓沿主裂缝方向的水窜、水淹状况。但油田的开发实践表明，这两种注采井网仍然未能解决沿主裂缝方向见水早、水淹快的矛盾。主要的问题是，扭转角度后的注采井网系统仍有一部分油井分布在主裂缝的注采水线上，而上窜、水淹井的绝大部分正是这部分生产井。
2.2 合理开发注采井网系统探讨
衡量一套井网是否适应于油田的开发需要主要取决于3个方面①充分利用面积井网开发初期采油速率高的优势，尽可能延长无水采油期，提高开发初期的采油速率；②获得较高的最终采收率；③井网系统对于后期调整有较大的灵活性。对于低渗透率油藏而言，既要考虑单井控制储量以及整个油田开发的经济合理性，井网不能太密，又要充分考虑注水井和产油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大，另外还要最大程度地延缓方向性的水窜以及水淹时间[5]。
2.2.1 正方形面积井网适应性分析
裂缝的存在导致低渗透率砂岩油藏中平行主应力方向的渗透率比其他方向基质的渗透率高数十倍甚至数百倍，而其所占的孔隙度一般不到1%。美国Spraberry Trend 55油田为一裂缝性致密砂岩油田，通过对其8Km2内的55口井的压力资料统计，可知主裂缝方向上(NE56°)的渗透率为104×10-3μm2，而与其相垂直的方向上的渗透率仅为8×10-3μm2，相差达12倍。如此大的平面渗透率级差，如果采用规则的正方形注采井网系统，要解决渗透率各向异性油藏中方向性见水快以及水淹快的矛盾比较困难。数值模拟结果表明，正方形反九点井网远不能解决角井过早水淹的矛盾。
2.2.2 菱形反九点井网开发可行性分析
安塞低渗透油田6-71注采实验井组有1口注水井，4口采油井，开发动态表明， 由于6-9井处于裂缝延伸方向上，尽管其距注水井6-71最远(达450m)，仍然最先见水，开发6a后含水上升到73.3%，而6-6井虽然距6-71井仅145m，但由于其避开了主裂缝方向，投产7a后含水仍很低，日产油量由1986年5月的0.31t上升到1994年初的4.52t，累积采油8340t，取得了良好的经济效益。
通过对比不同井网(正方形五点、矩形五点、矩形八点、正方形反九点、菱形反九点)整体压裂后采油速率和采出程度的数值模拟结果(见图2-1)可以发现，菱形反九点井网和正方形反九点井网的初期采油速率相差较小，但随着生产时间的延长，菱形反九点井网的采油速率逐渐占优，矩形五点井网和正方形五点井网也有相类似的情况，矩形八点的采油速率则介于两组之间。菱形反九点井网相对扩大了地层主应力方向上的注采井距，缩短了垂直主应力方向上的井排距，比较有效地改善了平面上各油井的受效程度。在菱形反九点注采井网系统中，大大延缓了角井水淹时间，同时使边井的受效程度加大，而且当角井含水较高时可以转注，从而形成整排斜对的矩形五点注采井网系统。
菱形反九点井网和正方形反九点井网平面渗透率非均质性数值模拟结果可以看出，只要油藏存在渗透率分布的方向性，即某一方向渗透率大于另一方向渗透率，Ky/Kx不等于1，菱形反九点井网就比正方形反九点井网具有一定程度的优越性，而且Ky/Kx值越小，两种井网20a的采出程度相差越大。所以，菱形反九点井网不仅可以获得较高的初期采油速率，而且具有良好的后期调整灵活性，应作为渗透率方向性低渗透率油藏开发的推荐井网。
储层渗透率为2×10-3μm2，面积为0.36Km2，裂缝导流能力为50μm2•cm，裂缝半长为140m。
图2-1 相同面积不同井网整体压裂后累积产量对比曲线
2.2.3 矩形五点井网
菱形反九点井网的一个特点是初期注采比较低，在文持地层压力和提高采油速率方面有一定的局限性。矩形五点井网系统的特点是注采井数比高、注水强度大，初期采油速率较高。与正方形五点井网相比，矩形五点井网系统可以大幅度提高采油速率和采出程度(见图2-1)。但是，相对于菱形反九点井网，其可调整性要差，尤其对于投入开发的初始井网，采用菱形反九点井网更为合适。其原因是：①只要能提高注水井的注入能力，就可获得较高的初始采油速率；②改善注水波及面积，使生产井见效较快；③较好的可调整性。因为在油田开发初期，对地下油藏各种物性参数和地应力分布等的理解可能存在偏差，而随着各种资料的积累，对油藏特征的认识也将不断深化，有可能对初始井网作出调整。所以，在深入研究地应力分布的基础上，建议油田投入开发初始井网采用菱形反九点井网，随后再根据油田需要调整为矩形五点井网。
2.3 井网系统的控制因素分析
井网部署是开发低渗透油田的核心基础，控制井网系统的因素较多，包括天然裂缝发育特征、储层地应力和水力裂缝属性参数以及储层宏观和微观、横向和纵向、层间和层内不同程度的非均质性等[6]。
2.3.1天然裂缝发育
低渗透油藏发育天然裂缝时，从平面非均质性分析裂缝在注水开发中的不利作用，主要是极大地扩大了储层的渗透率方向性。平行裂缝走向的渗透率，比其它方向仍保留基质属性的渗透率高出数10倍甚至上百倍，而裂缝所占的孔隙度一般不足1%。以最简单的一组板状平行的垂直裂缝为例，设裂缝开度(e)为0.01cm，间距(D)为10cm，则其孔隙度按下式计算为0.1%，若基质孔隙度为13%时，裂缝孔隙度仅占总孔隙度的0.77%。
（2-1）
该组裂缝渗透率，按下式计算：
（2-2）
裂缝渗透率为835mD。若基质渗透率为5mD，则裂缝渗透率高出167倍以上。这时的储层模型可以认为：在一个均质孔隙系统中夹有孔隙体积仅占0.77%的一些高出基质渗透率67倍的高渗透率条带。常规开发井井径都在10cm以上，则每口井钻遇这些裂缝高渗透率条带的概率是100%。
针对这样的裂缝储层，注水井和采油井排只有平行裂缝走向，实施线状注水方式，井距可适当加大，排距应该缩小。井距、排距确定的基本原则是：井距大小主要根据裂缝发育程度确定，裂缝不发育，井距可以缩小，裂缝发育，井距应该加大。排距大小主要由基质物性和裂缝密度确定，基质物性差、裂缝密度小，排距应该缩小，基质物性较好、裂缝密度较大，则排距可以适当加大。
2.3.2 人工裂缝属性参数
没有发育裂缝的低渗透油田，其储油和渗流能力全部依靠岩石的孔喉网络，通常这类油藏自然产能很低，一般都达不到工业油流标准，必须进行压裂改造才能进行有效的工业开发。针对低渗透油藏的开发，提出整体压裂技术，综合考虑油藏物性、开发井网系统、以及水力裂缝属性包括半缝长、裂缝导流能力、与裂缝方位的优化组合，以提高采油速度，降低施工成本，尽可能地增加采收率。
不同的储层物性，对水力裂缝属性参数的优化要求与设计方法是不相同的。若油藏有效渗透率相对较高时，生产中稳定流或拟稳定流较快出现，可使用McGuire与Sikora等提供的曲线图版，研究不同储层物性、井距与水力裂缝半长、导流能力对压后增产倍数的关系(图2-3)。由图2-3可见，在低渗透率油藏中，较易取得较高的相对导流系数ωKf/K(ω为支撑缝宽，Kf为支撑缝渗透率，K为储层有效渗透率)，当导流系数增大到一定程度如105时，增加缝长比增加裂缝导流能力对提高增产倍数将更为显著，对于一定的裂缝长度，可选择最佳裂缝导流能力值。若油藏有效渗透率较低，在生产中将经历很长时间的不稳定流动，需要用非稳态流的资料来进行压后生产动态的预测。
因此，当水力裂缝的特性与方位适应于低渗透油藏性质与开发井网系统时，可以取得较长期的增产和提高采收率效果，应用水力裂缝来合理抽稀井网密度，实现少投入，多产出。
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