郑忠博， 刘月田， 张海茹， 郑文宽， 张勇年

(中国石油大学(北京) 石油工程学院， 北京 102249)

0 引言

井网形式是影响油藏开发效果的重要因素之一.特低渗透油藏储量丰富，但天然物性差，开发难度大，开采程度低[1].合理的井网形式、井网参数及裂缝参数配置关系等可有效改善特低渗透油藏的开发效果.因此，研究井网形式的适应性，选择合理的井网形式及井网参数，成为经济有效开发特低渗透油藏的关键问题之一[2].

根据目前国内外的研究表明，水平井的钻井费用一般相当于直井钻井费用的2倍，但水平井的效益却是直井的3～5倍，而对于特低渗透油藏，直井和水平井开采的效果相差更大[3,4].这是因为与直井相比，水平井压裂以后形成多条表面积较大的长而薄的水力裂缝，大幅增加油藏泄油面积，改善储层与井筒之间的流体连通程度，提高单井产能[5,6].

特低渗透油藏面临的主要问题是注不进，采不出，水驱动用程度差.因此，本文主要研究在注水井和采油井同时压裂的情况下，水平井和直井联合布井的井网形式及井距排距的优选.

1 油藏概况

X油藏扶余油层平均物性参数为:油藏埋深1 100 m，储层厚度为7.5 m，净毛比为0.38，平均渗透率为4.5 md，孔隙度为0.17，原始含油饱和度为58%，初始油藏压力为12.2 MPa，地层平均温度为64.7 ℃，地层原油密度为0.804 g/cm3，地层原油粘度为9.7 mPa·s，属于特低渗透油藏.

由于储层物性差，油水井井距大，该油藏在目前的井网条件下，无法建立起有效的驱动体系;地层压力低，存在着注水井吸水状况差，以及采油井不能见效的问题.因此，对该区块井网及井距的合理选择显得尤为重要.

2 压裂水平井和直井联合井网形式

2.1 地质模型

针对X油藏，设计4种注水开发模式：水平井注水-水平井采油、直井注水-水平井采油、水平井注水-直井采油、直井注水-直井采油[7].并选取该油层的平均物性参数，建立目标油藏典型地质模型.应用ECLIPSE软件进行数值模拟开发试验[8,9]，网格步长为10 m ×10 m，油层平面与纵向上皆均质.

压裂技术是低渗透油田开发的一项主要增产措施.油水井压裂后的缝宽一般为3～5 mm，半缝长为150～200 m，充填支撑剂以后，渗透率可以达到几十至上百达西[10,11].本文对于人工水力裂缝的处理,采用在黑油模型基础上的局部网格非均匀加密来逼近水力压裂裂缝的网格形态，并采用等连通系数法对裂缝网格部分的渗透率进行等效处理[12].相比常规网格加密，运用局部网格非均匀加密技术可以减少多余加密网格块的计算量和模型的计算时间，也能反映出裂缝附近渗流场的变化情况[13-15].

裂缝和油藏基质的孔隙结构相差很悬殊，相对渗透率也应该具有很大差异，因此，裂缝和地层采取不同的相对渗透率曲线.

2.2 井网形式

根据上述4种注水模式，设计了6种井网形式：压裂直井注水-压裂水平井采油、压裂水平井注水-压裂直井采油、水平井注水-压裂水平井采油、直井注水-水平井采油、直井注水-直井采油、压裂直井注水-压裂直井采油，如图1所示.

(a)直井注-直井采 (b)压裂直井注-压裂直井采 (c)压裂直井注-压裂水平井采

(d)直井注-水平井采 (e)压裂水平井注-压裂直井采 (f)水平井注-压裂水平井采

压裂直井注 压裂采油直井 压裂水平井 压裂注水水平井图1 井网形式

根据油层地质特征并结合油田生产实际，压裂水平井及直井的具体裂缝设计参数如表1所示.

表1 压裂水平井及直井裂缝参数

在注采参数一致的条件下，对4种井网形式分别设定150 m×160 m、 200 m×160 m、300 m×200 m、400 m×250 m(井距×排距)等4种不同的井距排距方案来对井网进行研究.设定水平段长 600 m，水平井在纵向上位于油层中部，直井射开全部油层，生产井最低井底流压为5 Mpa，注水井压力控制在22 Mpa.

在裂缝参数确定的条件下，选择上述6种类型的井网进行模拟运算，研究了不同类型压裂直井和水平井联合井网对油藏开发效果的影响.

3 井网开发效果对比分析

通过ECLIPSE软件建立上述6种井网的数值模拟模型.模拟计算20年，得到了不同井网形式在150 m×160 m、 200 m×160 m、300 m×200 m、400 m×250 m(井距×排距)等4种不同的井距排距下的采出程度和含水率,其软件计算结果如表2所示.

表2 6种井网在不同井距下的模拟结果

由表2中数据对比分析可以看出，水平井和直井联合井网的开发效果优于纯直井井网，但对于特低渗透油田，在生产井不采取压裂措施的条件下，无论采油井是直井还是水平井，产能都不高，需要采取压裂措施来提高油井产能和油田采油速度.

如图2所示，为6种井网在300 m×200 m井距排距下模拟20年后的剩余油饱和度分布.由图2分析可知，在研究的6种井网形式中，水平井注水-压裂水平井采油的井网采出程度和采油速度最高.这是因为水平井平行井网注水，注入水线性均匀推进，形成线性驱动，波及系数大，采出程度高.但从含水率变化情况来看，平行井网见水后，含水率迅速上升，不利于开发后期调整以及含水率的控制.

对于直井压裂投产井网，采用水平井注水可以显著提高地层注水量，以及提高地层压力的保持水平，从而实现井网较高的采收率和采油速度.但是直井注-直井采或压裂直井注-压裂直井采等井网形式的开发效果明显较差.这是因为压力场分布不均匀，导致注入水局部突进，注采井连线上压差最大，注入水沿此方向突进，而生产井之间存在压差为零的区域，原油没办法流动，导致大量的原油不能从地下采出，采出程度较低.

对水平井井型的生产井采取分段压裂后，井网的采出程度和采油速度迅速上升，可以看出，无论是采用压裂直井注水还是水平井注水，井网都有着较高的采油速度.采用水平井注水、压裂水平井采油的井网形式采油速度和采出程度最高，但是见水早、含水率上升快.相对而言，直井注水压裂、水平井采油的井网形式采出程度也很高，且含水率上升慢，注水更易控制，井网形式灵活，易于调整.

(a)直井注-直井采 (b)压裂直井注-压裂直井采 (c)压裂直井注-压裂水平井采

(d)直井注-水平井采 (e)压裂水平井注-压裂直井采 (f)水平井注-压裂水平井采

(a)150 m×160 m井距排距 (b)200 m×160 m井距排距

(d)300 m×200 m井距排距 (e)400 m×250 m井距排距

图2 6种井网形式在300 m×200 m井距排距下剩余油饱和度分布

图3 在压裂直井注水-压裂水平井采油井网条件下的4种井距排距剩余油饱和度分布

图3为在压裂直井注水-压裂水平井采油井网条件下的4种井距排距方案下模拟20年后的剩余油饱和度分布.从不同井距方案对比上看出，200 m×160 m井距方案要优于其它3种方案;150 m×160 m井距方案虽然采出程度也较高，但含水率上升速度过快，不易于后期的开发调整;300 m×200 m和400 m×250 m的井距方案，虽然含水率上升较慢，但注水受效差，储层动用程度低，采出程度较小.

4 结论

(1)对于特低渗透油田，水平井和直井联合开采优于纯直井开采，但如果不采取压裂措施，产能仍然较低.因而，有必要对注水井和采油井进行压裂措施.

(2)采用水平井注水-压裂水平井采油的井网形式的采油速度和采出程度最高，但是见水早，含水率上升快；对于压裂直井注水-压裂直井采油的井网，由于压力场分布不均匀，导致注入水局部突进，而且单井控制范围小，采出程度相对较低.

(3)虽然压裂水平井注水-压裂直井采油的采出程度也很高，剩余油饱和度较小，但相对于压裂水平井注水而言，直井压裂注水可以得到较好地控制.通过综合对比分析，压裂直井注水-压裂水平井采油为最优井网.

(4)从不同井距方案对比上看出，特低渗透油田开发时，井距不宜过小，注入水沿裂缝突进，含水率上升过快，后期调整比较困难;但如果井距过大，注水效果差，油层动用程度低.因此,200 m×160 m井距方案为最优，采出程度高，且含水上升较慢.

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