王福顺，刘鹏程，王文环，郝明强，庄永涛

(1.中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083; 2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083;3.大港油田 采油工艺研究院，天津 300280)

0 引 言

低渗透储层通常在形成过程中受到沉积环境、成岩作用和构造作用的影响，造成储层渗透率各向异性，同时，如何克服储层各向异性的作用，是改善低渗透油藏开发效果的主要问题之一[1-2]。我国将低渗透油藏分为3类：一般低渗透(1×10-3～10×10-3μm2)、特低渗透(0.5×10-3～1×10-3μm2)、超低渗透(<0.5×10-3μm2)。对于低渗透油藏，油水井的水力压裂技术是最常见的增产方式之一。国内外学者对低渗透油藏各向异性和井网压裂裂缝进行了深入的研究，储层各向异性不仅影响地下流体的渗流规律，对压裂裂缝参数设计也有很大影响[3-11]。研究表明压裂裂缝能明显提高各向异性油藏注水波及体积[14-15]，一般认为菱形反九点井网为各向异性低渗透油田开发的优选井网形式。油田现场开发效果也表明，针对各向异性油藏，菱形反九点井网不但能提高水驱波及系数，而且便于开发后期井网调整，具有较好的适应性[16-17]。在菱形反九点井网中，边井和角井等缝长压裂不利于均匀驱替，不等缝长压裂可以改善菱形反九点井网的开发效果[18]。近年来针对低渗透油藏开发方式，国内外学者提出了水平井-直井联合井网等新的开发思路[19-20]，虽然在一定程度上克服了等缝长压裂的不足，但缺乏对不等缝长压裂的研究，缺乏注水井裂缝对储层各向异性影响的研究。

1 基本模拟参数及模型建立

1.1 模拟参数

长庆油田A区块油藏埋深3 150.0 m，原始地层压力为26.0 MPa，储层平均渗透率为5.0×10-3μm2，平均孔隙度为12.37%，储层有效厚度21.0 m，原油黏度3.0 MPa·s，地面原油密度869.5 kg/m3，原油体积系数1.14，原始含油饱和度73.6%，地层水黏度0.5 MPa·s，地层水密度1 000 kg/m3，地层水压缩系数0.52×10-4MPa-1，岩石压缩系数0.32×10-4MPa-1。

1.2 储层模型建立

图1 网格模拟井网和裂缝示意图Fig.1 Sketch for the location of wells and fractures in simulation model

长庆油田A区块的油层顶面深度为3 150 m，储层有效厚度为20 m，划分为4个小层，x方向上划分61个网格，y方向上划分97个网格，网格总数为23 668个，平面上网格步长为15.0 m。所建立的菱形反九点井网井距为450.0 m，排距为118.0 m。对于压裂裂缝的模拟，运用网格加密，采取等效导流能力的处理方法，模型中设置压裂裂缝宽度为0.25 m，裂缝渗透率为5 000×10-3μm2，裂缝在纵向上贯穿整个储层，建立相应的网格模拟模型见图1。

2 油藏各向异性对水驱效果的影响

针对低渗透油藏的储层特性，在注水开发中往往都要对油井进行人工压裂，而压裂裂缝所导致的各向异性是影响井网注水开发效果的重要因素。为研究各向异性对水驱效果的影响，运用数值模拟方法，借助在中低含水期的水驱剩余油分布场图进行分析。……