蟠龍油田特低滲油藏合理井網井距研究

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，非均質性強,油井單井產能低，迫切需要研究合理的注采井網井距，提高油井產量。首先計算了考慮變形介質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形式，根據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密度、最終采收率和單井控制可采儲量,得到了合理的井網密度。研究結果表明，蟠龍油田合理的注采井距為350～400 m，排距100～150 m，合理的井網形式為菱形反九點面積注采井網，合理井排方向為NE66°～NE75°，合理的井網密度為25口/km2。

蟠龍油田；特低滲油藏；合理井網；井距

蟠龍油田平均滲透率為0.96×10-3μm2，長6油層組為主力產層之一，屬于特低-超低滲儲層，油藏的彈性驅動能量有限。由于地層滲流能力低、且缺乏外界能量供給，油井產能遞減快。合理注采井距的確定一直是特低滲透油藏開發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井距已經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、生產壓差和期望產油量[8-13]，同時要結合有關特低滲油藏實際生產開發情況，對啟動壓力梯度、應力敏感性、井網與裂縫方向等的匹配關系進行考慮[14-17]。

1 合理注采井距理論圖版

1.1 變形介質特低滲透油藏合理井距研究理論

根據疊加理論，可以求得生產井井壁處的產量，用工程單位制，相應的變形介質特低滲油藏單井產量公式[18]為：

式中，Ki——初始滲透率，μm2；h——油層厚度，m；αK——介質變形系數，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。

當油井位于能夠穩定供液的最大半徑之外(也就是超出了壓力波及范圍)，產量就會降低，會出現新的平衡。可根據不同的注采壓差、不同的滲透率、不同的期望產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、流體性質。一般來講，孔喉比越大、滲透率越低，孔隙介質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)國內低滲透油層流體啟動壓力梯度測定結果。根據特低滲透巖心的啟動壓力梯度室內實驗測試分析結果[1]，可得啟動壓力梯度與巖心滲透率的指數關系式：

λ=0.0608K-1.1522

取本區平均滲透率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)變形系數確定。研究區屬于特低滲油藏，根據巖心實驗分析認為，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。經巖心滲透率與有效應力實驗數據回歸可得該區的介質變形系數平均為0.014/MPa。

圖1 馮222井巖心有效覆壓與氣測滲透率關系

1.3 合理注采井距圖版

根據目前生產情況，把生產壓差定為3.5 MPa，計算參數如表1。

表1 研究區計算參數

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

圖2 不同滲透率級別對應合理注采井距圖版

2 井網形式

低滲透油田的開發一般采用面積注水方式。為了優選面積注水井網方式，童憲章院士在“從注采平衡角度出發比較不同面積注水的特征和適應性”一文中進行了專題研究，推導出了在注采平衡、總井數最少的條件下，最優井網系數和吸水指數與采液指數的比值關系為：

圖3 不同采油強度對應合理注采井距圖版

式中：m——吸水指數與采液指數的比值；n——井網系數，單元內的總井數。

根據鄂爾多斯盆地同類型油藏的注水開發實踐，采用反九點面積注采井網，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，這種井網有利于中后期注采井網調整。因此，研究區采用菱形反九點面積注采井網。

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的經濟合理性，井網不能太密；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內油層改造時破裂壓力變化，初步分析本區裂縫分布狀況。

根據本區裂縫研究成果，蟠龍地區裂縫發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，裂縫發育密度較大，平均裂縫密度為0.063 條/m，屬裂縫比較發育區域。裂縫中含油現象不普遍，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各種試驗，認為該地區主要人工裂縫方位(即最大主應力方位)在NE75°左右；同時，根據安塞油田坪橋、王窯等地區油田開發動態，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

根據以上相關研究，可以得出結論：本區發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能，但裂縫長度不可過大，以免造成水竄。根據同類油田開發經驗，裂縫長度以不超過注采井距的三分之一為宜。

4 井網密度分析

4.1 合理與極限井網密度

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

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

4.2 滿足最終采收率的井網密度

北京石油勘探開發研究院根據我國144個油田或開發單元的實際資料，按流度統計出最終采收率與井網密度的經驗公式。當流度小于5時，最終采收率與井網密度的經驗公式如下：

ER=0.4015e-0.10148s

研究區目的層滲透率取0.96×10-3μm2，地層原油黏度4.5mPa·s，流度為0.21×10-3μm2/(mPa·s)。據此，相應的井網密度為19口/km2。

4.3 滿足單井控制可采儲量下限的井網密度

以單位含油面積進行計算，井網密度與單井控制可采儲量關系如下：

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——井網密度，口/km2。

研究區長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，對應的井網密度為28口/km2。

據前面計算，結合低滲透油田的實際情況，油田的實際井網密度應該介于合理井網密度與極限井網密度之間，因此井網密度取值25口/km2左右。

5 結論

(1)根據研究區生產儲層特點，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，菱形反九點井網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調整。因此，長6油藏采用菱形反九點面積注采井網。

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

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

[1] 李道品．低滲透砂巖油田開發[M]．北京:石油工業出版社，1997：105-130．

[2] 李道品．低滲透油田高效開發決策論[M]．北京:石油工業出版社，2003：70-95.

[3] 黃延章．低滲透油層滲流機理[M]．北京: 石油工業出版社，1998：35-60.

[4] 郎兆新．油藏工程基礎[M]．北京：石油大學出版社，1991：125-150.

[5] 裘懌楠，劉雨芬．低滲透砂巖油藏開發模式[M]．北京:石油工業出版社，1998：50-78.

[6] 張建國，雷光倫，張艷玉．油氣層滲流力學[M]．東營：石油大學出版社，2006：21-31.

[7] 祝春生，程林松，陽忠華，等．特低滲透砂巖油藏滲流特性研究[J]．油氣地質與采收率，2008，15(2):102-104．

[8] 計秉玉，李莉，王春艷．低滲透油藏非達西滲流面積井網產油量計算方法[J]．石油學報，2008，29(2):256-261．[9] 劉麗．低滲透油藏啟動壓力梯度的應力敏感性實驗研究[J]．油氣地質與采收率，2012，19(2)：81-83．

[10] 蘇玉亮，李濤，盧逍．不可逆變形的特低滲透油藏穩定滲流特征[J]．油氣地質與采收率，2008，15( 5) : 78-81．

[11] 史成恩，李健，雷啟鴻，等．特低滲透油田井網形式研究及實踐[J]．石油勘探與開發，2002，29(5):59-61．

[12] 周錫生，穆劍東，王文華，等．裂縫性低滲透砂巖油藏井網優化設計[J]．大慶石油地質與開發，2003，22(4):25-31．

[13] 徐慶巖，楊正明，何英，等．特低滲透多層油藏水驅前緣研究[J]．油氣地質與采收率，2013，20(2):74-76．

[14] 曾保全，程林松，李春蘭，等．特低滲透油藏壓裂水平井開發效果評價[J]．石油學報，2010，(05):791-796．

[15] 光付，廖榮鳳，李江龍，等．中國石化低滲透油藏開發狀況及前景[J]．油氣地質與采收率，2007，3(14):84-89．

[16] 史成恩，萬曉龍，趙繼勇．鄂爾多斯盆地超低滲透油層開發特征[J]．成都理工大學學報，2007，34(5)：538-542．

[17] 冉新權，程啟貴，屈雪峰，等．特低滲透砂巖油藏水平井井網形式研究[J]．石油學報，2008，29(1):89-92．

[18] 宋付權．變形介質低滲透油藏的產能分析[J]．特種油氣藏，2002，9(4):33-35．

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年畢業于中國石油大學(北京)石油與天然氣綜合勘探專業，2006年畢業于中國石油大學(北京)礦產普查與勘探專業，現主要從事油藏描述、油氣田地質與開發的教學和研究工作。

國家自然科學基金(41102083)資助。

TE348

A