李愛榮，張金功，武富禮，郝勝江，章愛成，陳孝平

(1.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065；2.西北大學大陸動力學國家重點實驗室/地質(zhì)學系；3.延長油田股份有限公司)

蟠龍油田特低滲油藏合理井網(wǎng)井距研究

李愛榮1，2，張金功2，武富禮1，郝勝江3，章愛成3，陳孝平3

(1.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065；2.西北大學大陸動力學國家重點實驗室/地質(zhì)學系；3.延長油田股份有限公司)

蟠龍油田屬于特低-超低滲儲層，非均質(zhì)性強,油井單井產(chǎn)能低，迫切需要研究合理的注采井網(wǎng)井距，提高油井產(chǎn)量。首先計算了考慮變形介質(zhì)和啟動壓力條件下的合理注采井距，然后從注采平衡的角度提出了合理的井網(wǎng)形式，根據(jù)裂縫特征分析了合理的井排方向，最后綜合考慮了極限井網(wǎng)密度、最終采收率和單井控制可采儲量,得到了合理的井網(wǎng)密度。研究結(jié)果表明，蟠龍油田合理的注采井距為350～400 m，排距100～150 m，合理的井網(wǎng)形式為菱形反九點面積注采井網(wǎng)，合理井排方向為NE66°～NE75°，合理的井網(wǎng)密度為25口/km2。

蟠龍油田；特低滲油藏；合理井網(wǎng)；井距

蟠龍油田平均滲透率為0.96×10-3μm2，長6油層組為主力產(chǎn)層之一，屬于特低-超低滲儲層，油藏的彈性驅(qū)動能量有限。由于地層滲流能力低、且缺乏外界能量供給，油井產(chǎn)能遞減快。合理注采井距的確定一直是特低滲透油藏開發(fā)中一個十分重要且非常困難的問題。前人對特低滲油藏的井網(wǎng)井距已經(jīng)做了大量的研究工作[1-7]。合理井距的確定主要依賴三個因素：儲層滲透率、生產(chǎn)壓差和期望產(chǎn)油量[8-13]，同時要結(jié)合有關(guān)特低滲油藏實際生產(chǎn)開發(fā)情況，對啟動壓力梯度、應(yīng)力敏感性、井網(wǎng)與裂縫方向等的匹配關(guān)系進行考慮[14-17]。

1 合理注采井距理論圖版

1.1 變形介質(zhì)特低滲透油藏合理井距研究理論

根據(jù)疊加理論，可以求得生產(chǎn)井井壁處的產(chǎn)量，用工程單位制，相應(yīng)的變形介質(zhì)特低滲油藏單井產(chǎn)量公式[18]為：

式中，Ki——初始滲透率，μm2；h——油層厚度，m；αK——介質(zhì)變形系數(shù)，1/Pa；μ——原油黏度，Pa·s；pi——初始時刻油藏壓力，Pa；pw——油藏壓力，Pa；G——啟動壓力梯度，Pa/m；re——油藏邊界，m；rw——井筒半徑，m。

當油井位于能夠穩(wěn)定供液的最大半徑之外(也就是超出了壓力波及范圍)，產(chǎn)量就會降低，會出現(xiàn)新的平衡。可根據(jù)不同的注采壓差、不同的滲透率、不同的期望產(chǎn)量確定不同的合理井距。

1.2 啟動壓力梯度確定

本次研究依據(jù)長慶油田特低滲透油藏啟動壓力梯度-滲透率回歸公式，得到啟動壓力梯度。

影響單相啟動壓力梯度的主要因素是孔隙介質(zhì)、流體性質(zhì)。一般來講，孔喉比越大、滲透率越低，孔隙介質(zhì)的啟動壓力梯度越大；流體黏度越大，則擬啟動的壓力梯度也會越大。

(1)國內(nèi)低滲透油層流體啟動壓力梯度測定結(jié)果。根據(jù)特低滲透巖心的啟動壓力梯度室內(nèi)實驗測試分析結(jié)果[1]，可得啟動壓力梯度與巖心滲透率的指數(shù)關(guān)系式：

λ=0.0608K-1.1522

取本區(qū)平均滲透率0.96×10-3μm2(實測滲透率)，可計算出啟動壓力梯度為0.61 MPa/m。

(2)變形系數(shù)確定。研究區(qū)屬于特低滲油藏，根據(jù)巖心實驗分析認為，地層滲透率隨壓力變化較為敏感。從巖心壓敏實驗(圖1)可以看出：在初始階段滲透率隨有效覆壓的變化比較明顯，并且滲透率越小的巖心，在初始階段，隨有效上覆壓力的增加，滲透率降低得越快，即滲透率低的巖心具有較強的壓力敏感性。經(jīng)巖心滲透率與有效應(yīng)力實驗數(shù)據(jù)回歸可得該區(qū)的介質(zhì)變形系數(shù)平均為0.014/MPa。

圖1 馮222井巖心有效覆壓與氣測滲透率關(guān)系

1.3 合理注采井距圖版

根據(jù)目前生產(chǎn)情況，把生產(chǎn)壓差定為3.5 MPa，計算參數(shù)如表1。

表1 研究區(qū)計算參數(shù)

由于注采井距受儲層滲透率、注采壓差和預(yù)期產(chǎn)量等因素共同影響，一個圖版很難將綜合作用包括在內(nèi)。參考長慶低滲透油田的相關(guān)研究(圖2、圖3)，可以看出，滲透率一定時，采油強度越大(預(yù)期產(chǎn)量越高)，合理井距就越??；而在相同采油強度下，滲透率越大，對應(yīng)的注采井距則可以相應(yīng)增大。結(jié)合研究區(qū)生產(chǎn)實際，以及儲層、油層特點，同時，考慮天然裂縫和人工裂縫的作用，合理注采井距應(yīng)該為350～400 m，排距100～150 m。

圖2 不同滲透率級別對應(yīng)合理注采井距圖版

2 井網(wǎng)形式

低滲透油田的開發(fā)一般采用面積注水方式。為了優(yōu)選面積注水井網(wǎng)方式，童憲章院士在“從注采平衡角度出發(fā)比較不同面積注水的特征和適應(yīng)性”一文中進行了專題研究，推導出了在注采平衡、總井數(shù)最少的條件下，最優(yōu)井網(wǎng)系數(shù)和吸水指數(shù)與采液指數(shù)的比值關(guān)系為：

圖3 不同采油強度對應(yīng)合理注采井距圖版

式中：m——吸水指數(shù)與采液指數(shù)的比值；n——井網(wǎng)系數(shù)，單元內(nèi)的總井數(shù)。

根據(jù)鄂爾多斯盆地同類型油藏的注水開發(fā)實踐，采用反九點面積注采井網(wǎng)，既能保持較高的地層壓力水平、油井見效程度高，又保持了較高的采注比，另外，這種井網(wǎng)有利于中后期注采井網(wǎng)調(diào)整。因此，研究區(qū)采用菱形反九點面積注采井網(wǎng)。

對于三疊系長6特低滲透油藏，既要考慮單井控制儲量及整個油田開發(fā)的經(jīng)濟合理性，井網(wǎng)不能太密；也要考慮到注、采井之間壓力的傳遞，注、采井之間距離不宜過大；同時，也要兼顧可以延緩方向性水竄和水淹時間。

3 井排方向

3.1 裂縫特征

3.1.1 天然裂縫

有關(guān)研究表明，在燕山期和喜馬拉雅期的擠壓運動中，鄂爾多斯盆地形成了共軛剪切縫，方向為東西-南北向和北西-北東向。通過參考前人裂縫研究成果及區(qū)內(nèi)油層改造時破裂壓力變化，初步分析本區(qū)裂縫分布狀況。

根據(jù)本區(qū)裂縫研究成果，蟠龍地區(qū)裂縫發(fā)育最主要方向為北東、北北東與南北方向。

裂縫間距1～2 cm，間距相對較小，裂縫發(fā)育密度較大，平均裂縫密度為0.063 條/m，屬裂縫比較發(fā)育區(qū)域。裂縫中含油現(xiàn)象不普遍，表明裂縫在地層條件下，不是主要的有效儲集空間和滲流通道 ，但在壓裂后可能成為油水運移有效通道。

在蟠龍油田，微裂縫開度在10 ～ 20 μm范圍，既可以作為石油和天然氣的流動通道，也可以作為油氣的儲存空間，是有效裂縫。

3.1.2 人工裂縫

通過長慶油田在沿河灣地區(qū)各種試驗，認為該地區(qū)主要人工裂縫方位(即最大主應(yīng)力方位)在NE75°左右；同時，根據(jù)安塞油田坪橋、王窯等地區(qū)油田開發(fā)動態(tài)，油井高含水方向即水線方向基本為北東方向。

3.2 井排方向的確定

根據(jù)以上相關(guān)研究，可以得出結(jié)論：本區(qū)發(fā)育北東方向與東西方向兩組裂縫。

在確定井排方向的過程中，充分考慮了兩組裂縫的存在，并兼顧目前井網(wǎng)的實際情況，確定NE66°～NE75°為井排方向。

在壓裂過程中，需要特別注意防止溝通天然裂縫，造成無效注水。確定壓裂規(guī)模時，要充分考慮裂縫長度與井距匹配，盡可能增大裂縫長度以提高單井產(chǎn)能，但裂縫長度不可過大，以免造成水竄。根據(jù)同類油田開發(fā)經(jīng)驗，裂縫長度以不超過注采井距的三分之一為宜。

4 井網(wǎng)密度分析

4.1 合理與極限井網(wǎng)密度

經(jīng)濟效益最大時對應(yīng)井網(wǎng)密為合理井網(wǎng)密度，當經(jīng)濟效益為零時的井網(wǎng)密度即為了極限井網(wǎng)密度。而實際的井網(wǎng)密度應(yīng)介于兩者之間，并以靠近合理井網(wǎng)密度為宜。

根據(jù)研究區(qū)地質(zhì)特點，采用“加三分差”的方法(李道品推薦)[1]，計算得到研究區(qū)實際井網(wǎng)密度為16口/km2。

4.2 滿足最終采收率的井網(wǎng)密度

北京石油勘探開發(fā)研究院根據(jù)我國144個油田或開發(fā)單元的實際資料，按流度統(tǒng)計出最終采收率與井網(wǎng)密度的經(jīng)驗公式。當流度小于5時，最終采收率與井網(wǎng)密度的經(jīng)驗公式如下：

ER=0.4015e-0.10148s

研究區(qū)目的層滲透率取0.96×10-3μm2，地層原油黏度4.5mPa·s，流度為0.21×10-3μm2/(mPa·s)。據(jù)此，相應(yīng)的井網(wǎng)密度為19口/km2。

4.3 滿足單井控制可采儲量下限的井網(wǎng)密度

以單位含油面積進行計算，井網(wǎng)密度與單井控制可采儲量關(guān)系如下：

aER=sNknim

式中：Nknim——單井控制可采儲量，104t/口；ER——采收率，%；a——儲量豐度，104t/km2；s——井網(wǎng)密度，口/km2。

研究區(qū)長6油藏儲量豐度為31.22×104t /km2，單井控制可采儲量取0.17×104t/口，對應(yīng)的井網(wǎng)密度為28口/km2。

據(jù)前面計算，結(jié)合低滲透油田的實際情況，油田的實際井網(wǎng)密度應(yīng)該介于合理井網(wǎng)密度與極限井網(wǎng)密度之間，因此井網(wǎng)密度取值25口/km2左右。

5 結(jié)論

(1)根據(jù)研究區(qū)生產(chǎn)儲層特點，同時，考慮天然裂縫和人工裂縫的作用，確定合理注采井距為350～400 m，排距100～150 m。

(2)相對于矩形井網(wǎng)，菱形反九點井網(wǎng)既能保持較高的地層壓力水平、油井見效程度高，又保持了較高的采注比，同時有利于中后期注采井網(wǎng)調(diào)整。因此，長6油藏采用菱形反九點面積注采井網(wǎng)。

(3)充分考慮北東方向與東西方向兩組裂縫的存在，并兼顧目前井網(wǎng)的實際情況，確定NE66°～NE75°為井排方向。

(4)綜合考慮了合理井網(wǎng)密度、極限井網(wǎng)密度、最終采收率和單井控制可采儲量，結(jié)合低滲透油田的實際情況，油田的實際井網(wǎng)密度應(yīng)該為25口/km2左右。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)04-0090-04

2015-01-30

李愛榮，講師，在讀博士，1976年生，1999年畢業(yè)于中國石油大學(北京)石油與天然氣綜合勘探專業(yè)，2006年畢業(yè)于中國石油大學(北京)礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，現(xiàn)主要從事油藏描述、油氣田地質(zhì)與開發(fā)的教學和研究工作。

國家自然科學基金(41102083)資助。

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