孙成坤

（中石油大庆油田有限责任公司第五采油厂地质大队，黑龙江 大庆 163513）

对于特低渗透油藏，合理的井网形式主要取决于裂缝组系与方位，井排和井距主要取决于裂缝及现地应力场造成的渗流各向异性［1］，并与裂缝、基质的渗透率比值有关；从特低渗透油藏的地质特征看，用不等距井网开发是一种必然趋势。采用矩形井网开发可拉大井距，缩小排距，降低启动压力梯度，建立有效驱动体系，是特低渗透油藏有效的开发井网形式［4］。

1 A油层特点

A油层在沉积过程中受北部物源控制，物源供给不足，以浅水三角洲沉积体系为主，河道发育规模小，平面砂体相变快，连通性差，纵向上河道砂单层厚度薄。岩心样块孔隙度主要分布在10%～16%，空气渗透率一般分布在0.1～1.5mD，根据物性参数统计结果，A油层含油层属于低孔、特低渗储层［2］。从不同级别统计数据分析看，孔隙度小于15%的占到90.6%；从空气渗透率统计数据看，某油田平均为1.11mD，主要分布在0.1～1.5mD之间；含油性较差，含油产状以油浸、油斑为主；岩心核磁共振可动油饱和度测试结果表明，A油层可动油饱和度平均为21.8%，说明A油层流体流动性差，A油层流度只有0.16mD／mPa·s，开发难度很大［3］。为A油层规模化投入开发，建立有效驱动体系的合理注采井距及井网部署方法，笔者开展了某油田A油层开发试验。

2 A油层井网设计

根据裂缝监测结果，A油层以垂直裂缝为主，裂缝走向近东西向，最大水平地应力方位多在55～85°之间。A油层人工裂缝微地震监测结果表明，人工裂缝方位以北东向为主，分布在北东50.4～89.1°。试验区裂缝系统方向为北东50.4～89.1°，为使井网系统面积波及系数越大，驱替效率越高，试验区井排方向采用人工裂缝方向，即北东70°方向 （依据天然裂缝、人工裂缝研究的结果，以近似最大水平主应力方向即北东70°）为井排方向，同时考虑形成有效驱动体系［4］、经济井网密度［2］、储层砂体宽度及含水上升速度的要求，设计300m×80m矩形井网。

3 井网适应性评价

3.1 井网控制程度

从某试验区不同有效厚度水驱控制程度结果 （见表1）可以看出，试验区水驱控制程度较高，层数连通比例为67.2%，砂岩连通比例为73.0%，有效连通比例为74.6%，其中双向及多向连通比例为40.7%。从不同厚度砂体连通情况看，砂体规模越大，水驱控制程度越高 （表1），其中有效厚度在2.0m以上油层双向及多向连通比例为50.5%，有效厚度在1.0～2.0m的砂体双向及多向连通比例为29.8%。

表1 某试验区不同有效厚度水驱控制程度

从试验区注采井距与井网控制程度关系为随着注采井距的减小，井网控制程度逐渐增加。当注采井距为175m时，井网控制程度达到75%左右，井距进一步缩小到100m时，井网控制程度增加到81.5%，增加6.5%，增加幅度变缓 （见图1）。

3.2 储量动用程度资料

统计A油层目前产液情况，产液层数比例为49.1%，砂岩厚度比例为61.7%，有效厚度比例63.9%，从不同厚度分级动用情况看，单层有效厚度发育越大油层动用越好。其中有效厚度2.0m以上的油层层数、砂岩厚度、有效厚度产液比例均达到80%以上；有效厚度在1.0～2.0m的油层，层数产液比例为44.8%，砂岩厚度产液比例为51.3%，有效厚度产液比例44.8%；有效厚度在0.5～1.0m的油层，层数产液比例为42.9%，砂岩厚度产液比例为45.0%，有效厚度产液比例44.3%。

图1 注采井距与井网控制程度关系曲线

表2 A油层产液状况统计表

3.3 井间电测监测资料

某试验区井排方向与最大主应力方向平行，为北东70°，2012年对试验区7口井进行了水驱前缘测试，从测试成果，测试井的注水平面波及系数均较大，平均单井平面波及系数为0.44。注入水沿裂缝方向推进明显，实现了矩形井网、线性注水开发。

3.4 吸水资料

通过分析A油层连续三次的吸水剖面资料，随着开发时间的延长，油层动用情况变好。在测试压力上升的情况下，有效厚度吸水比例由初期的48.8%上升到目前的79.9%，上升了31.1% （见表3）。主要原因是由于随着注水压力的上升，地层微裂缝开启，吸水能力变强。从水井指示曲线看，当注水压力上升时，曲线向水量轴偏转明显，吸水能力变强 （见图2）。

表3 A油层三次吸水状况统计表

图2 XX井吸水指示曲线

3.5 数值模拟

由于A油层渗透率低、渗透通道细小，存在着压力梯度，其渗流特征为非线性渗流，并存在着较强的压力敏感性［1］。针对A油层地质特点，考虑压敏效应，即油藏的孔隙度、渗透率随净上覆压力的改变而变化，建立了非线性渗流模型［4］。根据井网部署形式建立了矩形井网的地质模型［4］。模拟不同井网条件下不同时间压力梯度的变化规律。开发时间相同时，井排距越大压力传播越慢，油井见效也相对较晚。计算结果表明，300m×80m井网进行开发过程中水驱见效快，剩余油分布面积最小，开发效果最好。由数值模拟计算采出程度看，井距越小采油速度越快，相同生产时间下的采出程度越高，300m×80m井距采出程度最高。结合地层压力梯度分布可以看出，排距为80m时，井距为300m的条件下，已经建立了有效驱动压力体系，角井受效明显。因此，某油田A油层矩形井网布井方式下合理井排距在300m×80m，当井距超过400m时，排距超过120m时，油层不能得到动用。

4 结论

1）试验区不同有效厚度水驱控制程度较高，有效连通比例为74.6%，其中双向及多向连通比例为40.7%。储量动用程度达到63.9%，其中2.0m以上有效厚度产液比例达到89.5%。

2）井间电测监测表明，注水前缘推进均匀，平均波及系数达到0.44。通过分析连续的吸水剖面资料，油层动用情况变好，有效厚度吸水比例由初期的48.8%上升到目前的79.9%，上升了31.1%，具有较强的吸水能力。

3）数值模拟跟踪结果表明，试验区井排沿裂缝方向的300m×80m矩形井网，是适合A油层低孔、低渗油藏的开发，能够有效地降低启动压力梯度，建立有效驱动体系。

［1］翟云芳 .渗流力学 ［M］.北京:石油工业出版社.1994.

［2］李道品 .低渗透砂岩油田开发 ［M］.北京:石油工业出版社，1997.

［3］黄延章 .低渗透油层渗流机理 ［M］.北京:石油工业出版社，1998.

［4］吴柏志 .低渗透油藏高效开发理论与应用 ［M］.北京:石油工业出版社，2009.