低渗透油田的开发井网研究摘 要低渗透油田开发井网的部署是一项综合的研究内容，涉及的学科很多，本文重点从油藏工程的角度对开发井网的适应性、合理性进行论证。合理的井网对低渗透油田的开发具有重要作用，大量低渗透油田的开发实践表明：传统的正方形反九点井网及三角形井网对于中高渗油田比较适用，而对于低渗透油田具有一定局限性。本文整体的研究思路是：首先，在对低渗透油田广泛调研的基础上，得出国内外低渗透油田储量的分布，以及国内外低渗透油田的开发现状。说明低渗透油田所占的比例越来越大，是今后相当一个时期内增储上产的主要资源基础。其次，系统地归纳了低渗透油田注采井网，并进一步明确了低渗透油田井网系统的控制因素。另外，详细地分析了低渗透油田注水开发井网的优化设计，以及低渗透油田合理井网密度的确定。最后，对具体的油田进行了实例分析。
关键词:低渗透油田；开发井网；井网密度；采收率；优化设计 AbstractDevelopment well pattern of the low permeability reservoir is a highly comprehensive research that is including many other subjects.This paper focuses on optimizing well spacing pattern in low permeability reservoir.The reasonable well pattern works very important effects during the period of the oil field development，an amount of low-permeability oil field development show that the traditional reverse square 9-shot well pattern and delta well pattern apply to high-permeability oil field，however there are some limits for the low-permeability oil field.The whole idea of this paper is: first,based on the large number of low permeability reservoir development case worldwide,the paper concluded the present situation of low permeability reservoir.It indicated that the reserve of low permeability is the large scale in the reserve around the world,so it will play the important pole in the future.Secondly,systemically concluded low permeability oilfield development network injection and the factors in well spacing.In addition,detailed analysis the optimize design of water injection well pattern in low permeability reservoir and low permeability oilfield reasonable density of well identified.Finally,it is the specific example of a field.
Key words:Low permeability reservoir；development well pattern；well spacing；oil recovery；optimaization design 目 录第1章 低渗透油田井网系统发展综述 11.1我国低渗透油田概况 11.2 低渗透油田开采现状 31.3 低渗透油田井网的演变与思考 8第2章 低渗透油田开发注采井网系统设计探讨 142.1 低渗透油田注采井网系统的回顾 142.2 合理开发注采井网系统探讨 142.3 井网系统的控制因素分析 16第3章 低渗透油田注水开发井网研究 203.1国内典型低渗透油田注水开发实践 203.2低渗透油田注水开发井网的优化设计 233.3低渗透油田注水开发合理井网研究 24第4章 低渗透油田合理井网密度的确定 274.1 采收率与井网密度的关系 274.2合理井网密度的确定 28第5章 实例分析 305.1 吉林油区注采井网调整 305.2 井、排距的确定 315.3不同井网实际开发效果 32结 论 34参考文献 35致 谢 225
低渗透油田的开发井网研究|气田试井论文|免费论文第1章 低渗透油田井网系统发展综述 1.1我国低渗透油田概况1.1.1 低渗透油田储量分布概况据初步统计[1]，至1996年底，全国陆上探明的低渗透油田地质储量共46×108t，占总探明储量的27.0%。从探明储量看，我国低渗透油田分布比较广泛。地质年代从古生代到新生代都有低渗透油田，以三叠系到下第三系为主，约占78%。埋藏深度以中浅(1000m)到中深(3200m)为主，约占87%。从地区看，全国各油区都有低渗透油田，见表1-1。
表1-1 低渗透油田储量分布表油区 地质储量104t 占本区总储量% 占全国低渗透储量% 油区 地质储量104t 占本区总储量% 占全国低渗透储量%大庆 75391 14.1 15.4 江苏 4886 44.8 1.0吉林 46989 66.1 9.6 四川 5304 100.0 1.1辽河 36684 20.2 7.5 滇黔桂 693 37.5 0.14华北 16612 19.3 3.4 长庆 26285 74.0 5.4二连 10126 59.7 2.1 延长 22858 100.0 4.7大港 26638 33.8 5.4 玉门 3422 38.0 0.7冀东 620 7.7 0.13 青海 8789 42.2 1.8胜利 57233 16.0 11.7 吐哈 1762 94.2 3.6中原 23902 52.2 4.9 新疆 77366 52.9 15.8河南 2022 10.6 0.4 塔里木 1613 6.5 0.3江汗 2888 27.1 0.6 新区事业部 21022 90.9 43
从表1-1中看出：低渗透油藏储量：新疆最多，7.7×108t；大庆第二，7.5×108t；胜利第三，5.7×108t。低渗透储量占本区总储量比例：延长和四川都是100%；吐哈和新区事业部占绝大多数（90%以上）；吉林和长庆占一多半。从大区域分布看，主要有4大区：松辽盆地中南部，12.2×108t；渤海盆地，16.1×108t；陕北盆地，超过6×108t；新疆东部和北部地区，19.5×108t。1.1.2 低渗透油田发展简况低渗透油田开发在我国有悠久的历史和特别重要的意义。1907年9月10日，我国陆上钻成的第一口油井——延长油田1号井，其产油层位就是举世闻名的特低渗透层——三叠系延长统油层，空气渗透率只有0.2×10-3～0.5×10-3μm2，孔隙度7%～9%(以后所取资料)，初期日产油量1.0～1.5t。九十多年后的今天，不仅特低渗透的延长油区年产量超过一百万吨，还在继续不断增长，而且发现整个陕甘宁盆地低渗透储层广泛分布，石油和天然气工业都在蓬勃发展[2]。当然，我国现代石油工业的大发展，主要还是靠中高渗透大油田的发现和投产。例如50年代的玉门和克拉玛依油田，特别是60年代大庆油田的开发，使我国石油工业甩掉了落后的帽子，发生了历史性的转变。紧接着发现和投产了胜利、华北和辽河等一批大油田，1978年我国原油产量超过一亿吨，跨入了世界石油生产大国的行列。世界上许多国家的石油生产有个共同的发展趋势，就是在现代石油工业初期阶段，发现的多是比较简单的较大油田，随着时间的延长，比较复杂的较小油田所占的比例愈来愈大。如前所述，近几年来我国当前探明的石油地质储量中，低渗透储量比例高达60%～70%以上。可见低渗透油田将是今后相当一个时期增储上产的主要资源基础。众所周知，低渗透油田地质条件极其复杂，开采难度很大，客观需求技术投资较多与经济效益之间的矛盾十分突出。许多探明的低渗透储量都处于难动用的“边际油田”之中。根据石油工业发展的需要，早在80年代中国石油天然气总公司就组织开展了低渗透油田开发配套工艺技术的综合研究攻关工作。1990年12月召开的全国油气田开发技术座谈会提出，开发战线要打好低渗透油田进行整体改造、提高开采速度、改善开发效果的阵地仗，要求把采油速度提高到1.5%以上。1993年和1998年在西安召开了两次全国低渗透油田开发技术座谈会，与会者介绍了各单位丰硕的研究成果和宝贵的实践经验。会议指出：低渗透油田储量的动用和开发已成为我国陆上石油工业稳定发展的最重要基础；发展低渗透油气田配套开发技术，不仅是保持目前稳定油气生产的需要，而且更重要的是长远发展战略的需要。近些年来，我国在低渗透油田开发科学研究和生产试验方面，主要取得以下进展和知识：(1)低渗透储层孔喉细小，结构复杂，是造成驱油效果差的重要原因。(2)低渗透储层渗流机理复杂、规律异常，具有启动压力梯度，不符合正常达西规律。(3)通过低磁场核磁共振新技术测定，低渗透储层可动流体饱和度很小。(4)采用以测井、地震联合反演为基础的横向预测技术，提高了砂体预测精度，在优选富集区块上发挥了重要作用。(5)初步形成了地应力、地质、测井、地震、动态监测等配套的裂缝性识别技术。(6)通过数值模拟研究和现场生产试验，对低渗透(包括裂缝性)砂(砾)岩油藏科学合理井网部署问题有了进一步的认识。(7)低渗透储层粘土含量高，敏感性强，现在已初步形成了保护层、防止损害的系列配套技术。(8)适应低渗透油田特点的水平钻井、大位移定向钻井、平衡和欠平衡钻井、小井眼钻井技术以及高强度射孔技术有了新的发展和提高。(9)整体压裂技术已得到普遍推广使用。初步形成了三维压裂设计、优质压裂液和支撑剂以及监测和评估配套技术。(10)高效注水工艺技术基本完善配套。从水质精细处理、管线全程防腐到高压注水设备，基本能够满足低渗透油田注水需要。(11)举升技术有了新的发展。除有杆泵深度加大外，还开展了无油管和螺杆泵采油现场试验，并推广了简易提捞采油技术。(12)油田地面工程技术改进效果显著。为适应低渗透油田生产特点，发展并形成了简化油气集输流程、简化供注水流程、简化计量方式、简化联合站处理工艺等配套实用新技术。为减少投资、降低费用发挥了重要作用。1.2 低渗透油田开采现状低渗透油田由于地质条件极其复杂，开采难度相对较大，低渗透油田的有效开发已是国内外油田面临的一个普遍问题。为了对国内外低渗透油田的概况有所了解，借助于目前油田数据较为全面的DAS4.0数据库，对国内外低渗透陆上碎屑岩油田进行了概况统计和部分参数的初步分析。1.2.1 国内外低渗透油田概况统计1.2.1.1 低渗透油田划分标准不同国家和地区对低渗透油田的划分标准并不是十分统一的。根据储层性质和油田开发技术经济指标划分，美国将渗透率<100×10-3µm2的油田称为低渗透油田，前苏联的标准是50×10-3～100×10-3µm2以下，而我国一般将渗透率在10×10-3～50×10-3µm2的油田称为低渗透油田，渗透率为1×10-3～10×10-3µm2的称为特低渗透油田，小于1×10-3µm2称为超低渗透油田。本文中低渗透砂岩油田指的是渗透率<50×10-3µm2的低渗透砂岩油田。截止到2002年底，我国低渗透石油资源量为210.7×108吨，占总资源量的22.4%，其中中油股份公司已经探明的未动用储量就高达32×108吨，占总探明储量的50%以上，扣除各种不确定因素后，低渗透已探明未动用储量至少为26×108吨储量。低渗透地质储量较多的有新疆、大庆、胜利、吉林、辽河、大港、中原、延长、长庆等油区。特别是近几年来新疆准葛尔盆地新发现的小拐油田和玛北油田是典型的低渗透油田。表1-2列举了国内部分低渗透油田的概况。低渗透油田采收率相对较低，如果依靠天然能量开采，特低渗透油田采收率一般在10%以下，注水开发油田采收率为20%～25%；一般低渗透油田，注水开发呆收率为30%～40%。1.2.1.2 国内外低渗透油田DAS检索结果从DAS4.0数据库中检索到68个低渗透砂岩油田，其中，渗透率<10×10-3µm2的特低渗透油田有22个，渗透率>10×10-3µm2且<50×10-3µm2低渗透油田有44个。由于DAS4.0中尚未将全球所有油田的数据收录在内，而且，数据存在时效性，不一定是当前的最新数据，所以统计结果与现实情况之间存在一定的误差。
表l-2 国内部分低渗透油田油区 油田名称 油藏类型 含油面积平方公里 地质储量104 埋深米 渗透率10-3平方微米 孔隙度% 有效厚度米 原油粘度毫帕秒胜利 渤海 构造 72.0 11086 3300～3950 6-27 17.6 17.2 0.71 牛庄 岩性 51.8 6246 2760～3800 18 16.2 0.5-20 4.3大港 马西深 构造 6.5 618 3800～4000 11 13.6 25 0.38中原 文东 构造 23.6 5335 3150～3750 5-15 — — —
长庆 安塞 岩性 206.0 10561 1000～1300 1.29 12.4 12.2 2.2 马岭 — 102.9 5750 — 29.6 16.7 6.5 2.9新疆 鄯善 构造 38.0 5320 2800～3000 6.2 13.0 10.5 0.388
气田试井论文续表1-2 油田名称 油藏类型 含油面积平方公里 地质储量104 埋深米 渗透率10-3平方微米 孔隙度% 有效厚度米 原油粘度毫帕秒
新疆 丘陵 构造 33.6 4500 2100～3100 20.6 13.7 35.0 0.29 火烧山 构造 40.7 6741 1500～1600 12.5 10.5 9.5 8.8 乌尔木 构造 41.1 8837 2300～3500 1.2 12.1 62.2 0.62 玛北 构造 100.7 5568 — 1.18 8.4 12.4 — 小拐 构造 49.9 6374 — 0.22 6.6 — —河南 安棚 构造 — — — 4.66 6.56 — —
1.2.2 国内外低渗透碎屑岩油田参数分析1.2.2.1油田与储量分布根据从DAS4.0数据库中检索到的数据，统计了各个国家低渗透砂岩油田的个数、各油田的原始地质储量之和，以及各国储量与68个油田总储量的百分比(见表1-3)。从表1-3可以得出，低渗透油田个数最多的是美国，而低渗透储量最多的是墨西哥，然后依次为阿尔及利亚、美国和埃及等国家。从中可以看出，在墨西哥、阿尔及利亚和巴西等国都存在大型低渗透砂岩油田。1.2.2.2 常规驱油方式特低渗透砂岩油田和低渗透砂岩油田的常规驱油方式类似，在统计的68个油田中，3个油田的该项参数不详，其余65个油田中：(1)多数油田(约80.6%)的常规驱油方式为溶解气驱(包括单一溶解气驱和溶解气驱为驱动方式之一)，其它驱油方式包括气顶气驱油、底水驱、边水驱等，但比例较小。(2)表1-4和表1-5中我国低渗透油田的常规驱油方式全部为溶解气驱。1.2.2.3 采油方法表1-3和表1-4中统计了各低渗透油田的二次采油方法和强化采油方法，其中，22个特低渗透油田中有4个二次采油方法参数不详，14个油田强化采油方法不详，1个油田未采用强化采油方法；48个低渗透油田中有15个二次采油方法参数不详，35个油田强化采油方法不详。从各项参数来看：
表1-3 低渗透油田国家分布统计表国家 油田个数 储量（104吨） 储量比例（%）墨西哥 1 1023526 36.8阿尔及利亚 1 574000 20.7埃及 4 311161.2 11.2美国 29 275288 9.9巴西 2 138950 5委内瑞拉 4 123844 4.5加拿大 3 105735 3.8土库曼斯坦 2 100243 3.6中国 6 47530 1.7英国 3 21574 0.8澳大利亚 4 19278 0.7泰国 1 11200 0.4特立尼达和多巴哥 1 8225 0.3哈萨克 1 7392 0.3哥伦比亚 1 4172 0.2希腊 1 3780 0.1阿塞拜疆 1 3220 0.1利比亚 1 NA NA挪威 2 NA NA总计 68 2779118 100注：个别油田储量参数不详，以NA表示。
(1)18个二次采油方法参数具备的特低渗透油田中，只有一个油田，即英国北海的AUK油田，没有采用二次采油方法，其余17个油田都应用了二次采油提高采收率的方法(表1-4)。同高含水砂岩油田的情况类似，注水同样是特低渗透油田应用最多的二次采油方法，但不同于高含水油田的是几乎全部采用了注水二次采油，部分油田(分别是美国、澳大利亚和委内瑞拉的3个油田)采用了注空气采油方法。(2)仅有7个特低渗透油田提供了强化采油方法(表1-5)，多数是否进行了强化采油以及使用哪些方法，情况不详。因此，表1-5难以说明普遍情况究竟如何。
表1-4 特低渗透砂岩油田二次采油方法统计二次采油方法 应用油田个数 所占比例水驱 11 64.8%注空气 3 17.6%注天然气与氮气 1 17.6%注干气和水驱 1 气举 1 注：1.美国的Coles Levee North油田采用了注干气和水驱的二次采油方法，统计时，未将其算入水驱油田中。2.加密钻井、机械抽油、水力压裂等方法未统计在内。 表1-5 特低渗透砂岩油田强化采油方法强化采油方法 应用油田个数二氧化碳驱油 2微生物采油 2泡沫和胶柬驱油 1蒸汽驱 1压裂 1注：美国的Altamont Bluebell油田除微生物采油外，还应用了有杆泵采油和气举采油，后2种方法未单独统计。
(3)渗透率>10×10-3µm2且<50×10-3µm2的48个低渗透油田中，15个油田二次采油方法不详，其余33个油田，采用的二次采油方法主要包括注水和注空气：有27个油田采用了水驱或者以水驱作为二次采油措施之一；8个油田采用了注空气或者以注空气作为二次采油措施之一；其余措施如气举和钻水平井等方法应用较少。其中，需要说明的是，少数油田即采用了注水，又采用了注空气，对这种情况分别做了统计(表1-6)。
表1-6 低渗透油田二次采油方法统计采油方法 所占比例注水 71.05%注空气 21.05%其他 7.9%
(4)与特低渗透油田情况类似，约73%的低渗透油田强化采油方法不祥，在13个参数具备的油田中，涉及到的方法有二氧化碳驱油、聚驱、微生物驱油等方法。1.2.2.4 采收率(1)22个特低渗透油田中有4个采收率参数不详，其余l8个油田的采收率平均值为22.6%(表1-7)。采收率最高的为美国Rangely油田(49%)，其他超过30%的油田依次为我国的老君庙油田(41.4%)、美国的Fordoche油田(约38%)和Altamont Bluebell(34%)与澳大利亚的Barrow Island油田(约33%)。整体来看，约60%的油田采收率在20%以下。
表1-7 特低渗透砂岩油田采收率分布情况统计采收率 油田个数 所占比例
l0%、<20% 6 33.3%>20%、<30% 3 16.7%>30%、<40% 2 11.1%>40% 2 11.1%注：有的采收率值给出的是上限和下限，对此，取的是二者的平均值。(2)48个低渗透油田中有7个油田采收率参数不详，其余41个油田的采收率平均值约为34.1%，具体分布情况见表1-8。从表中可以看出，大部分低渗透砂岩油田的采收率在30%以上，甚至有超过1/4的油田采收率在40%以上，虽然油藏条件的差异对采收率高低影响很大，但这仍旧说明，随着开发技术的进步，低渗透砂岩油田也可以达到较高的采收率。在采收率超过40%的油田中，美国油田占到了7个，其余分散在4个不同的国家。
表1-8 低渗透砂岩油田采收率分布情况统计采收率 油田个数 所占比例>l0%、<20% 4 9.8%>20%、<30％ 9 21.9%>30%、<40% 17 41.5%>40% 11 26.8%注：有的采收率值给出的是上限和下限，对此，取的是二者的平均值。1.3 低渗透油田井网的演变与思考1.3.1 我国低渗透油藏井网系统演变过程 我国大多数低渗透油藏于六、七十年代投产，注采井网系统随之也经历了一
低渗透油田的开发井网研究系列的演变过程。六、七十年代，设计的多为行列注采井网和大井距面积注采井网，包括正方形井网和三角形井网。如吉林的扶余油田，七十年代初期的井网主要有三种：两排注水井加三排生产井的行列注采井网、正三角形井网、斜九点法注采井网，井距一般在425-600米左右，井网较稀，储量控制程度低，由于当时对天然裂缝的认识不足，部署井网时只是沿裂缝自然水线注水(注水井排方向与裂缝方向平行)，导致部分油井水淹严重，开发效果不太理想。进入八十年代，人们对低渗透油藏的认识不断加深，在吸取了以前的经验教训的基础上，部署井网前，首先要认清裂缝特征、尤其是天然裂缝发育方向和现最大主地应力方向。根据裂缝发育方向设计注采井排，尽量避免注入水沿裂缝水窜，主要有两种方式：1.3.1.1 井排方向与裂缝方向呈22.5°(图1-1A)井排方向与裂缝方向错开了22.5°后，初期效果较好，注水井两边的油井见水时间延长，水淹时间推迟，开发指标较好。但到开发中期，又出现新的矛盾，注水井注入的水，沿裂缝方向(与注水井排错开22.5°的方向)窜进，与相邻两个井位的生产井形成新的水线，这样每口生产井都与注水井形成水线，生产井一旦见水，含水率迅速上升，很难进行调整改造。典型的油田是吉林的新立和乾安油田。1.3.1.2井网方向与裂缝方向呈45°(图1-1B) 井排方向与裂缝方向错开45°，沿裂缝方向井距增大，可以延长该方向油井的见水时间，除裂缝方向外，注水井为垂直方向驱油，可以避免生产井暴性水淹，初期开发效果好，与井排方向与裂缝方向呈22.5°方式不同的是，中后期有利于调整为沿裂缝方向线状注水方式。如：吉林新民油田和吐哈丘陵油田。 图1-1 注采井网示意图九十年代中后期，人们针对低渗透油田的特点，提出了沿裂缝方向灵活井排距布井，线性注水的基本布井原则，井网型式演变为矩形井网。井距主要根据裂缝渗透率而确定，一般裂缝渗透率高，井距加大。排距随着基质岩块渗透率和裂缝密度而确定，一般基质岩块渗透率越低，裂缝密度越小，排距应该越小，反之可以增加。1.3.2 井网系统中存在的问题1.3.2.1井网形式与井排和裂缝的配置关系 已开发的老区，由于投产初期对地下情况的认识不够，选择的井网局限性很大，目前已经暴露出很多的问题。 常见的面积注水井网有三角形井网和正方形井网，在开发初期设置的井网井距一般超过300米，这就造成储量动用程度低、水驱控制程度低，部分油藏长期处于低速低效开发状态。如华北油田在“八五”期间投入开发的低渗透油藏普遍采用300-400米井距的三角形井网。采油井产能低，开发初期平均单井日产能力6.4t/d，采油强度0.57t/d•m，地层压力下降快，四年后压力水平降低到60%，靠不断加深泵挂维持0.6%的采油速度低速生产。注水井压力传导阻力大，扩散半径小，吸水困难，开发初期8口注水井中有4口井在注水压力22MPa的情况下不吸水，其他井口注水能力仅20-30m3，视吸水指数小于1m3/d•MPa，注水井井底附近形成高压带，注水压力扩散半径55-123m，油井难以见到注水效果，形成“注不进，采不出”的被动状况。 对于裂缝性砂岩油藏，通常采用正方形反九点井网，根据井排与裂缝的方向将目前的井网型式分为三类：(1)井网方向与裂缝方向夹角0—10° 该井网井排方向与裂缝方向平行或近平行，造成沿裂缝方向油井过早见水和暴性水淹，而位于裂缝两侧的井受效很差。吉林扶余油田是迄今为止我国发现的最大的裂缝性砂岩油藏，于1970年投入开发，1973年开始全面注水，注水后很快发现大批位于注水井东西方向的生产井暴性水淹，如西+5-02井投注22小时，仅仅注水15m3，西面相距150米处的45-3油井即遭水淹，而且由于注入水沿裂缝上窜到泥岩盖层之中，由于泥岩膨胀，造成严重的套管变形。(2)井网方向与裂缝方向呈22.5° 将井排方向与裂缝方向错开22.5°，尽管初期开采状况和开发指标较好，但由于不是垂直裂缝方向驱油，注水井注入的水仍然沿着裂缝方向向生产井排窜进，与相隔两个井位的生产井形成水线，生产井见水后不仅含水率上升速度快，甚至遭到暴性水淹，而且因为每口生产井都有水线，在油田开发中后期很难进行调整。例如吉林新立油田，初期开采效果较好，采出程度达到91.8%时，综合含水仅27.2%，但到中后期新的矛盾越来越突出，主要是生产井见水加快，含水上升迅速。1990年底，全油田大于60%的高含水井共42口，其中注水井排油井26口，生产井排油井16口。一年时间内，注水井排26口油井平均含水从70%上升到78.8%，增加8.8%，而生产井排16口油井含水从62.6%升到82%，增加20%。(3)井网方向与裂缝方向呈45° 井排方向与裂缝方向错开45°，从总体而言效果是比较好的，因为这种布井方式减缓了东西向水窜造成注入水波及程度低的矛盾，同时又有利于开发中后期调整为沿裂缝注水的线状井网，为油田后期的调整创造了一定的条件。但是在生产过程中还是暴露出一定的问题，如新民油田初期基础井网系统，采用300米井距，井排方向与东西向裂缝扭45°角的反九点早期注水方式，目前的问题是：水井注入压力不断升高；地层压力恢复慢，产量水平低。油井排附近驱油效果差，油井见效不均衡等。1.3.2.2注采压力系统 低渗透油田的压力系统是油田能量的综合反映，受油田多种因素的综合作用。压力传导能力是整个油层的平均压力的变化和油水井不稳定渗流过程中压力迭加并传播的具体体现，是油层压力综合变化的反映，不仅与累积注采比、累积采油量有关，而且与导压系数、油井周围水井的位置以及该位置上油井的采油量和水井的注水量有关，并受其制约。由于低渗透油田渗透率低，油水井间的压力差异大，压力传导系数小，因此，压力传播慢，压力传导能力低，使得油井受效困难。在亲水油层中，即使有时注采比高达1.5倍以上，油井也很难受效，造成“注得进，采不出”的现象。如榆树林油田树32试验区就属于这种情况。(表1-9)。
表1-9 榆树林各区块开采状况对比表区块 采油井数(口) 有效厚度(m) 注采井数比 控制程度(%) 产油量(t/d) 低效井数(口) 低效井(%) 初期 转注时 目前 树32 22 15.6 1：2.2 67.9 8.9 4.3 3.5 7 31.8树322 42 14.8 1：3.2 62.6 8.9 4.7 2.9 17 40.5树34 12.1 1：1.9 77.0 8.5 8.5 5.6 5.6 2 13.3
当低渗透油层连续性差，井距过大时，渗流阻力大，注水井的能力很难传导扩散出去，在井底附近蹩成高压区，而生产井得不到有效的能力补充，地层压力大幅度下降。留17断块17-11井组的压力资料可以充分说明这个问题，17-11为注水井，地层压力为43.7MPa，与之相距300米的老生产井地层压力只有16.2MPa，压力消耗达27.5MPa。新生产井距注水井150米左右地层压力明显升高为32.7MPa，压力消耗11MPa。(图1-2)。 图1-2 留西注采压力剖面图
1.3.2.3注采比 通过注采比的调整，可以保持较高的地层压力，并且可以建立或保持较大的生产压差。适度地提高注水压力，不仅有利于增加吸水量，保持较高的地层压力，而且还有利于缓解多层砂岩油藏的层间干扰，甚至造成套管损坏。 经过对全国近10个低渗透油田的调研开发，由于不同油田的地质情况的差异，注采比有所不同，主要变化范围在0.6-2.5之间，平均1.2左右。但是在投产初期可以采用高注采比注水，以便于迅速恢复并保持地层压力和油井生产能力，缩短油井见效时间。如朝阳沟油田试验区北块[3]，从1987年4月开始以平均2.05的年注采比注水，到1989年底，油井普遍受到注水效果，单井平均产油量由转注时的2.5t/d增加到4.2t/d，油井地层压力由6.36MPa迅速恢复到饱和压力以上。榆树林树322井区，水井以转注就以2.3的注采比进行注水，注采比4-5个月就有9口油井明显见效；而树32试验区转注后，注采比一直保持在1.5左右，注水4-5个月，见效井数仅有18%，之后将注采比提高到2.2，仅1-2个月就新增见效井9口，平均单井产量由7t/d增加到7.9t/d。 由于储层物性的差异以及天然裂缝的影响，对于一些注不进的或注采比较高而开发效果较差的油藏，可以采用周期注水方式开采。我国于八十年代后期在多个油田进行过周期注水的现场试验：如吉林扶余、大庆浦南和太南、胜利渤南、江汉王场等油田。采用的周期注水方式多种多样：有轮换注水、注水井排互换和采油井单井注水吞吐等，部分油田把周期注水和改变液流方向结合起来，取得了不同程度的效果
低渗透油田的开发井网研究第2章 低渗透油田开发注采井网系统设计探讨2.1 低渗透油田注采井网系统的回顾 在研究地应力和天然裂缝发育特征的基础上，如何合理地选择注采井网系统将成为油田开发的关键问题[4]。总的原则是：在部署注采井时，应使注入水水线尽量避开主裂缝的方位(即水平最大主应力方向)。经过对低渗透油田十几年的开发实践，人们对裂缝性低渗透油田的井网布置及与裂缝系统的配置关系、取得了很多有益的认识。就目前国内投入开发的低渗透油田来看，多采用300×300m的反九点法面积井网。根据注水井排与主裂缝方向的配置关系可归为以下三种井网格局：一是井排方向与主裂缝方向大致平行，以吉林扶余油田为代表；二是井排方向与主裂缝方向错开22.5°，如吉林的新立、乾安油田和大庆的朝阳沟油田；三是井排方向与主裂缝方向错开45°，以吉林的新民和大庆的头台油田为代表。以上三种井网的不同之处是井排方向与主裂缝方向的夹角不同。第一种注采井网系统，由于将注水井排的采油井直接布在主裂缝上，所以油田投入开发后。水窜、水淹状况严重；与此同时，油井井排的采油井受效迟缓、见效差，目前这种井网已较少采用。第二种和第三种注采井网系统，将井排方向与主裂缝方向间分别扭转了一定的角度(22.5°或45°)，其出发点是为了减缓沿主裂缝方向的水窜、水淹状况。但油田的开发实践表明，这两种注采井网仍然未能解决沿主裂缝方向见水早、水淹快的矛盾。主要的问题是，扭转角度后的注采井网系统仍有一部分油井分布在主裂缝的注采水线上，而上窜、水淹井的绝大部分正是这部分生产井。2.2 合理开发注采井网系统探讨衡量一套井网是否适应于油田的开发需要主要取决于3个方面①充分利用面积井网开发初期采油速率高的优势，尽可能延长无水采油期，提高开发初期的采油速率；②获得较高的最终采收率；③井网系统对于后期调整有较大的灵活性。对于低渗透率油藏而言，既要考虑单井控制储量以及整个油田开发的经济合理性，井网不能太密，又要充分考虑注水井和产油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大，另外还要最大程度地延缓方向性的水窜以及水淹时间[5]。2.2.1 正方形面积井网适应性分析裂缝的存在导致低渗透率砂岩油藏中平行主应力方向的渗透率比其他方向基质的渗透率高数十倍甚至数百倍，而其所占的孔隙度一般不到1%。美国Spraberry Trend 55油田为一裂缝性致密砂岩油田，通过对其8Km2内的55口井的压力资料统计，可知主裂缝方向上(NE56°)的渗透率为104×10-3μm2，而与其相垂直的方向上的渗透率仅为8×10-3μm2，相差达12倍。如此大的平面渗透率级差，如果采用规则的正方形注采井网系统，要解决渗透率各向异性油藏中方向性见水快以及水淹快的矛盾比较困难。数值模拟结果表明，正方形反九点井网远不能解决角井过早水淹的矛盾。2.2.2 菱形反九点井网开发可行性分析安塞低渗透油田6-71注采实验井组有1口注水井，4口采油井，开发动态表明， 由于6-9井处于裂缝延伸方向上，尽管其距注水井6-71最远(达450m)，仍然最先见水，开发6a后含水上升到73.3%，而6-6井虽然距6-71井仅145m，但由于其避开了主裂缝方向，投产7a后含水仍很低，日产油量由1986年5月的0.31t上升到1994年初的4.52t，累积采油8340t，取得了良好的经济效益。通过对比不同井网(正方形五点、矩形五点、矩形八点、正方形反九点、菱形反九点)整体压裂后采油速率和采出程度的数值模拟结果(见图2-1)可以发现，菱形反九点井网和正方形反九点井网的初期采油速率相差较小，但随着生产时间的延长，菱形反九点井网的采油速率逐渐占优，矩形五点井网和正方形五点井网也有相类似的情况，矩形八点的采油速率则介于两组之间。菱形反九点井网相对扩大了地层主应力方向上的注采井距，缩短了垂直主应力方向上的井排距，比较有效地改善了平面上各油井的受效程度。在菱形反九点注采井网系统中，大大延缓了角井水淹时间，同时使边井的受效程度加大，而且当角井含水较高时可以转注，从而形成整排斜对的矩形五点注采井网系统。菱形反九点井网和正方形反九点井网平面渗透率非均质性数值模拟结果可以看出，只要油藏存在渗透率分布的方向性，即某一方向渗透率大于另一方向渗透率，Ky/Kx不等于1，菱形反九点井网就比正方形反九点井网具有一定程度的优越性，而且Ky/Kx值越小，两种井网20a的采出程度相差越大。所以，菱形反九点井网不仅可以获得较高的初期采油速率，而且具有良好的后期调整灵活性，应作为渗透率方向性低渗透率油藏开发的推荐井网。储层渗透率为2×10-3μm2，面积为0.36Km2，裂缝导流能力为50μm2•cm，裂缝半长为140m。 图2-1 相同面积不同井网整体压裂后累积产量对比曲线2.2.3 矩形五点井网菱形反九点井网的一个特点是初期注采比较低，在维持地层压力和提高采油速率方面有一定的局限性。矩形五点井网系统的特点是注采井数比高、注水强度大，初期采油速率较高。与正方形五点井网相比，矩形五点井网系统可以大幅度提高采油速率和采出程度(见图2-1)。但是，相对于菱形反九点井网，其可调整性要差，尤其对于投入开发的初始井网，采用菱形反九点井网更为合适。其原因是：①只要能提高注水井的注入能力，就可获得较高的初始采油速率；②改善注水波及面积，使生产井见效较快；③较好的可调整性。因为在油田开发初期，对地下油藏各种物性参数和地应力分布等的理解可能存在偏差，而随着各种资料的积累，对油藏特征的认识也将不断深化，有可能对初始井网作出调整。所以，在深入研究地应力分布的基础上，建议油田投入开发初始井网采用菱形反九点井网，随后再根据油田需要调整为矩形五点井网。2.3 井网系统的控制因素分析井网部署是开发低渗透油田的核心基础，控制井网系统的因素较多，包括天然裂缝发育特征、储层地应力和水力裂缝属性参数以及储层宏观和微观、横向和纵向、层间和层内不同程度的非均质性等[6]。2.3.1天然裂缝发育 低渗透油藏发育天然裂缝时，从平面非均质性分析裂缝在注水开发中的不利作用，主要是极大地扩大了储层的渗透率方向性。平行裂缝走向的渗透率，比其它方向仍保留基质属性的渗透率高出数10倍甚至上百倍，而裂缝所占的孔隙度一般不足1%。以最简单的一组板状平行的垂直裂缝为例，设裂缝开度(e)为0.01cm，间距(D)为10cm，则其孔隙度按下式计算为0.1%，若基质孔隙度为13%时，裂缝孔隙度仅占总孔隙度的0.77%。 （2-1）该组裂缝渗透率，按下式计算： （2-2）裂缝渗透率为835mD。若基质渗透率为5mD，则裂缝渗透率高出167倍以上。这时的储层模型可以认为：在一个均质孔隙系统中夹有孔隙体积仅占0.77%的一些高出基质渗透率67倍的高渗透率条带。常规开发井井径都在10cm以上，则每口井钻遇这些裂缝高渗透率条带的概率是100%。针对这样的裂缝储层，注水井和采油井排只有平行裂缝走向，实施线状注水方式，井距可适当加大，排距应该缩小。井距、排距确定的基本原则是：井距大小主要根据裂缝发育程度确定，裂缝不发育，井距可以缩小，裂缝发育，井距应该加大。排距大小主要由基质物性和裂缝密度确定，基质物性差、裂缝密度小，排距应该缩小，基质物性较好、裂缝密度较大，则排距可以适当加大。2.3.2 人工裂缝属性参数没有发育裂缝的低渗透油田，其储油和渗流能力全部依靠岩石的孔喉网络，通常这类油藏自然产能很低，一般都达不到工业油流标准，必须进行压裂改造才能进行有效的工业开发。针对低渗透油藏的开发，提出整体压裂技术，综合考虑油藏物性、开发井网系统、以及水力裂缝属性包括半缝长、裂缝导流能力、与裂缝方位的优化组合，以提高采油速度，降低施工成本，尽可能地增加采收率。不同的储层物性，对水力裂缝属性参数的优化要求与设计方法是不相同的。若油藏有效渗透率相对较高时，生产中稳定流或拟稳定流较快出现，可使用McGuire与Sikora等提供的曲线图版，研究不同储层物性、井距与水力裂缝半长、导流能力对压后增产倍数的关系(图2-3)。由图2-3可见，在低渗透率油藏中，较易取得较高的相对导流系数ωKf/K(ω为支撑缝宽，Kf为支撑缝渗透率，K为储层有效渗透率)，当导流系数增大到一定程度如105时，增加缝长比增加裂缝导流能力对提高增产倍数将更为显著，对于一定的裂缝长度，可选择最佳裂缝导流能力值。若油藏有效渗透率较低，在生产中将经历很长时间的不稳定流动，需要用非稳态流的资料来进行压后生产动态的预测。因此，当水力裂缝的特性与方位适应于低渗透油藏性质与开发井网系统时，可以取得较长期的增产和提高采收率效果，应用水力裂缝来合理抽稀井网密度，实现少投入，多产出。
低渗透油田的开发井网研究|气田试井论文|免费论文图2-3 McGuire和Sikora的压裂增产倍数关系曲线
2.3.3储层非均质性油田储层的非均质性普遍存在，一般分为四种类型：(1)微观非均质：表示储层单个分析样品内部孔喉大小、分布和连通状况的非均质性。(2)层内非均质：表示单个油层内不同部位、不同方向岩石颗粒和渗透率分布状况的非均质性。(3)层间非均质：表示在纵向上单个油层之间的物性，主要是渗透率的非均质性。(4)平面非均质：平面非均质既包括单个油层不同位置的物性，主要是渗透率的非均质性，也包括所有油层砂体在平面上分布的形态和连续性。 根据我国低渗透储层的地质特征可知，绝大多数属于陆相湖盆碎屑岩储层，除绝对渗透率相对较低以外，各种尺度的非均质性，与中高渗透率储层一样存在，而且在同类沉积相的条件下，非均质程度更为严重，其自然产能表现在单位厚度采油指数上，呈现一定数量级的递减。因此在组合开发层系时，为满足一定的单井产能和控制储量，要求一套层系有更多的油层和更大的油层厚度。由于低渗透油藏孔喉的特点，启动压差很高，所以在部署井网时，井距大小不仅要考虑适应储层砂体的连续性，还必须满足需要的驱动压力梯度[7]。 储层的非均质性在生产递减阶段的影响尤其突出，该时期主力油层进入高含水期，采出程度增高，但产油量递减迅速；而低含水、采出程度较低的可供措施增产的非主力油层相对减少，并且越来越向储层条件更差的油层转化，因此层间、平面矛盾更加剧烈，非均质性更加剧了这些矛盾。
第3章 低渗透油田注水开发井网研究3.1国内典型低渗透油田注水开发实践3.1.1榆树林油田不同井距注水开发效果对比 榆树林油田于1991年投入开发，探明石油地质储量18748万吨，含油面积314.1平方公里，储层平均空气渗透率2.26mD，孔隙度0.13，开发层位主要是葡萄花和扶杨油层。在开发初期，选定了树32井区和东18井区部署了三套正方形井网进行注水开发效果对比，对应的井距分别为300m、250m、212m。树32井区300m井距投产初期单井日产油8.3t/d，注水见效时间6.3个月，见效后日产油5.4t/d，恢复到初期的65.1%；树32井区212m井距投产初期产量10.1t/d，注水2.7个月见效，见效后单井产量8.7t/d，恢复到投产初期的86.1%，在生产8年后，树32井区212m井距的油井单井累积产油是300m井距油井的2倍。东18井区油层发育规模与树32井区基本相近，只是油层厚度要差一些，这样单井日产油较低，但采油强度在三种井网中最高为0.76t/d•m，东18井区250m井网水驱控制程度为51.3%，高于树32井区300m井距井网（为47.7%），与树32井区300m井距井网相比，日产油量低了1.3t/d，采油强度高0.21t/d•m，产量递减幅度减小，油井见效时间基本相同，且由于井网密度增加，采油速度提高，生产前期阶段开发效果较好（见表3-1）。
表3-1 榆树林油田不同井距油井见效情况对比表区块 井距 井数 有效厚度 见效时间 初期 见效前 见效后 日产油 采油强度 日产油 采油强度 日产油 采油强度 m 口 m mon t/d t/d•m t/d t/d•m t/d t/d•m树32 212 3 16.73 2.7 10.1 0.60 5.9 0.35 8.7 0.52 300 8 21.49 6.3 8.3 0.55 4.1 0.19 5.4 0.25东18 250 6 10.00 6.0 7.6 0.76 3.6 0.51 4.1 0.59
综合技术指标以及油田经济评价的结果，在三种井网中212m小井距的开发效果最好，250m次之，300m井网最差，基本上没有经济效益。
3.1.2新立油田井网加密调整试验新立油田为断层复杂化的穹窿背斜构造，开发的主要目的层为扶杨油层，地质储量5971.3万吨，含油面积108.5平方公里，储层空气渗透率平均6.7mD，孔隙度0.141，油层中普遍发育天然裂缝[8]。新立油田于83年以300m正方形反九点转22.5°角的基础井网全面投入开发，注水井排方向为北偏东67.5°角，87年开始进行大规模压裂改造油层，88年在试验区和Ⅴ区块加密调整试验，随后又在Ⅴ区块北和Ⅵ区块开辟了三个加密调整试验区，继而进行大规模调整。新立油田基础井网，即300m正方形反九点转22.5°角井网开发矛盾很突出：水井排上东西向的油井见水快；吸水指数下降快，注入压力上升快，多数已接近地层破裂压力，且多数注水井注不进水；泥岩段吸水严重；油水井套变严重，注水井几乎全部套变。针对开发上出现的问题，进行了四种井网加密调整试验（图3-1）：
图3-1 新立油田金刚调整格局图(1)在试验区和Ⅴ区块进行部分油井排加密，水井排油井转注试验，形成线状注水。(2)在试验区已加密区域，加密布井在原4口老井中间，形成行列注水，井排方向没有改变，注采井数比为1：3。(3)在Ⅴ区北部，也是在原4口井中间布加密井，形成近东西向行列注水，注采井数比为1：2。(4)在Ⅵ区块134m没排距，东西向线状注水试验，注采井数比为1：1.5。综合评价上述4种调整模式，第一种调整方式从总体看调整效果不理想，新老井干扰明显，加密后老井产液量明显下降；第二种和第三种调整方式在开发初期提高了采油速度，但新老井干扰严重，没有从根本上解决东西裂缝方向上油水井之间的矛盾。第四种加密方式比较适合新立油田的地质特点，注采井数比为1：1.5，注采井排间距为134m，形成东西向线状注水，井间干扰不明显，注水井注入压力下降，预测提高采收率5%。3.1.3新民油田注采井网调整试验新民油田探明石油储量11507万吨，含油面积255.2平方公里，全区平均砂岩厚度41.3米，有效厚度6.99米，砂岩平均孔隙度0.142，渗透率4.1mD，储层内裂缝发育，油田为岩性断块油藏。新民油田于1990年先后在民5井、民1、民104井部位开辟了生产试验区，基础井网为300m反九点面积注水，井排方向为东西向，与试验区偏转45°角，局部区域为212m井网，同时开辟了西垒线状加密试验区和民19-6小井距加密试验区。因此，目前新民油田存在8种井网格式（图3-2）：(1)初期基础井网：300m反九点转45°角井网，井网密度11.1口/Km2；(2)试验区300m东西向井网，井网密度11.1口/Km2；(3)试验区212m井网，井网密度11.1口/Km2；(4)民19-6井区小井距加密试验井网，近似为150m正方形反九点井网，井网密度44.4口/Km2；(5)西垒线性加密试验区油井排加密井网，将平行裂缝方向的油井排加密一口油井，水井排的油井水淹时转成注水井，形成线状注水方式，井距由300m调整成212m，井网密度增加0.5倍，提高到16.7口/Km2；(6)采油七队三角形重心加密井网，一个注采单元加密8口调整井，调整井距注水井排70m两排、140m两排、212m一排，形成两排注水井夹五排采油井的注水井网，井网密度增加2倍，达到33.3口/Km2，注采井数比由3：1转变为5：1；(7)西垒中部油井排加密偏移70m井网，在一个单元加密4口调整井，同时将东西向水井排的油井转成为注水井，使井网密度增加一倍，增加到22.2口/Km2；(8)采油四队水井排加密偏移106m井网，在一个注采单元加密4口调整井，加密井距水井排106m，加密后井网密度增加一倍，增加到22.2口/Km2； 对这8种不同井排距井网的开采效果见效对比，认为：新民油田初期基础井网300m反九点转45°角正方形井网，是适合油田地质特点的，减缓了东西向水窜造成的注入水波及程度低的矛盾，同时又有利于开发中后期调整为沿裂缝注水的线状井网，为油田中后期综合调整创造了一定条件。在6种井网调整格式中，试验区212m井网、民19-6井区小井距加密试验井网以及西垒线性加密试验区油井排加密这3种井网开发效果较好，有效缓解了原注采系统中暴露的问题和矛盾，并具有一定的经济效益，值得借鉴推广。但是其余3种调整方式：采油七队三角形重心加密井网、西垒中部油井排加密偏移70m井网、采油四队水井排加密偏移106m井网这3种井网开发效果并不理想，主要的问题在于：（1）虽然注采井排距缩小了，但并没有缓解注水状况，水井注入压力并没有降低；（2）加密后新老井存在干扰，新井含水上升较快，导致部分油井水淹，产液量、产油量下降，而老井处于二线井位置，产量递减幅度较大；（3）油井排附近驱油效果更差，油井见不到注水效果。
图3-2 新民油田8种井网格局示意图3.2低渗透油田注水开发井网的优化设计对于有微裂缝发育的低渗透油田优选井网形式为菱形反九点井网及矩形反五点井网，两种井网各有优越性及局限性，安塞油田和靖安油田分别采用菱形反九点井网与矩形反五点井网均取得了显著开发效果。唐80井区长6油层组储层为存在微裂缝的低渗透储层，初步进行井网布置，采用菱形反九点法较为合适，其原因为:①只要能提高注水井的注水能力，就可获得较高的初始采油速度。②通过改善注水波及面积，生产井见效较快。③相对于矩形反五点井网具有较好的可调整性。 在油田开发初期，对地下油藏各种物性参数及地应力分布等的理解可能存在偏差，而随着对各种资料的积累，对油藏特征的认识也将不断深化，有可能对初始井网作出调整，所以在深入研究地应力分布的基础上，唐80井区投入开发初始井网采用菱形反九点，尔后再根据需要调整为矩形反五点井网及排状注采井网[9]。除了通过上述不同井网形式生产实践对比来进行井网类型优化外，还采用数值模拟方法来优化井网类型及其井排距，选择丛13井组实际地质模型和引用相邻区块流体模型、PVT资料、相对渗透率资料建立井组数值模型，采用等效原则，即用渗透率的方向和大小来描述裂缝对流体运动的影响，模型采用29×30×6网格结构，采用三维两相黑油模型进行油藏数值模拟。通过丛13井组实际生产历史拟合，不断修正非均质性数值模型。根据数值模拟结果，正方形反九点井网、近圆形反九点井网、菱形反九点井网、矩形反五点
低渗透油田的开发井网研究|气田试井论文|免费论文井网4种井网虽然井网密度相同，但注水开发效果有所不同。菱形反九点井网与矩形反五点井网的采油速度和最终采收率高于正方形反九点井网、近圆形反九点丛式井网(图3-3和图3-4)；而且，渗透率方向性越强，菱形反九点井网与正方形反九点井网、近圆形反九点丛式井网20年的采出程度相差越大。矩形反五点井网由于可实施大规模压裂，允许人工裂缝穿透率可达60%～70%，注水井可压裂投注，因此第20年采出程度较菱形反九点井网高0.6%，比正方形反九点井网高2.45%，见表3-2。
图3-3 不同井网类型20年采出程度与含水率关系 图3-4 不同类型井网20年采出程度对比
表3-2 不同井网单井日产油及采油速率表生产时间/a 单井日产油/t 采油速率/% 近圆形反九点 正方形反九点 菱形反九点 矩形反五点 近圆形反九点 正方形反九点 菱形反九点 矩形反五点1 2.12 2.4 2.89 3.01 1.12 1.23 1.33 1.425 1.13 2.07 2.46 2.86 0.98 1.03 1.27 1.310 0.87 1.13 1.87 2.13 0.56 0.69 0.78 0.8115 0.76 0.89 1.16 1.68 0.38 0.46 0.53 0.5420 0.65 0.73 0.97 1.32 0.25 0.33 0.39 0.373.3低渗透油田注水开发合理井网研究多数低渗透油藏天然裂缝比较发育，渗透率各向异性明显，加上储集层基质渗透率低，注水开发所需驱动压力梯度较大，因此多采用面积注水方式开发；进入20世纪90年代后，大部分采用将井排方向与裂缝方向错开45°的正方形反九点注采井网开发，如吉林的新民油田、头台油田和胜利油区的大芦湖油田等，安塞油田也采用这种注采井网开发[10]。但实践表明，这种井网局限性很大:①井距和排距差异不大(二者之比为2∶1)，造成角井见效、见水快，边井见效慢或难于见到注水效果，平面上方向性矛盾依然突出。根据现场资料统计，安塞油田坪桥区和王窑区注水开发4a后，沿裂缝见水方向的油井平均地层压力分别为11.33MPa和10.91MPa，均高于原始地层压力(分别高3.02MPa和1.78MPa)，而井网侧向边井的平均地层压力分别为6.21MPa和6.44MPa，都低于原始地层压力(分别低2.1MPa和2.69MPa)，沿裂缝见水方向的油井平均含水与侧向边井相比，坪桥区和王窑区分别高6.4%和28.2%。新民油田由于天然裂缝比较发育，方向性见水更为突出，注水开发5a，沿裂缝方向和垂直于裂缝方向的油井压力相差4.62MPa，前者有15%的油井水淹，平均含水比后者高20%。②压裂规模受到限制。为避免角井过早水淹，人工裂缝长度一般控制在裂缝方向注采井距的30%以内，不能充分实施大型压裂以提高油井产能和注水井注水能力。针对低渗透油藏基本开发特点和坪桥区目前注采井网存在的问题，结合现场试验提供的思路[11]，提出菱形反九点井网以及矩形五点井网。坪桥区目前的正方形反九点井网井排方向与裂缝走向错开45°，井距250m，角井转注形成排状注水后，排距与井距之比为1∶2(见图3-5a)。由于低渗透油藏沿裂缝方向的渗透率和传导能力明显大于其它方向基质，因此垂直于裂缝方向压扁正方形反九点井网，成为菱形反九点井网，缩短垂直于裂缝方向的注采井排距，相对扩大沿裂缝方向的注采井距，角井转注形成排状注水后，排距与井距之比为1∶4(见图3-5b)。菱形反九点角井转注后即形成矩形五点井网(见图3-5c)，井排距与菱形反九点井网相同。这3种井网密度相同(16口/Km2)，油井裂缝穿透率均为30%，注水井不压裂(依靠天然裂缝注水)。以下根据数值模拟结果对3种井网进行对比评价。在进行数值模拟时，3种井网单元均根据实际测试数据拟合产能和注入能力。由于基质和裂缝的强烈渗透率级差的影响，3种井网类型虽然井网密度相同，但注水开发效果却有所不同(见表3-3、图3-6)。规则的正方形反九点井网容易造成沿裂缝方向角井见水快，过早水淹，而裂缝两侧的边井受效程度差，开采效果最差；菱形反九点井网相对有效地改善了平面上各油井均匀受效程度，延缓了角井水淹时间，同时使边井的受效程度加大，比正方形反九点井网更适合于开发特低渗透油藏。但这两种井网都存在很大的局限性:不能很好解决角井水窜问题；生产井尤其是角井不能实施大规模压裂，在提高单井产能方面受到限制；注水井压裂规模也受到限制，不能有效改善吸水能力低的情况。
图3-5 注水开发井网单元示意图
表3-3 不同井网单井日产油和采油速率数据表时间(a) 单井日产油(t) 采油速率(%) 正方形反九点 菱形反九点 矩形五点 正方形反九点 菱形反九点 矩形五点1 3.00 3.00 4.80 1.31 1.38 1.515 2.30 2.76 4.08 1.11 1.31 1.3310 1.41 1.43 2.57 0.68 0.69 0.8315 0.98 1.02 1.54 0.47 0.49 0.5020 0.72 0.77 1.11 0.34 0.37 0.36 图3-6 含水率与采出程度及采出程度与时间关系曲线矩形五点井网注采比大于反九点井网，注水强度大，并且沿裂缝线状注水，即井排与裂缝走向一致，这样既避免了油、水井发生水窜，又可扩大压裂规模，提高油井产能和注水井注水能力，因此有很大优越性。在井网密度和压裂规模(一般压裂规模)相同的情况下，矩形五点井网采出程度最高，第20年采出程度比菱形反九点井网高1%，比正方形反九点井网高2%。
低渗透油田的开发井网研究第4章 低渗透油田合理井网密度的确定井网密度和储层特性、流体性质、地层能量决定了储量控制程度、采收率和经济效益。储层非均质性弱，允许的井网密度小；储层非均质性严重，要求较高的井网密度。井网密度大，储量控制程度高，但采收率不一定高；井网密度小，储量控制程度不高，采收率不可能高，存在一个合理的井网密度。合理的井网密度需要满足4个条件:一要满足采油速度，二要有高的控制程度和动用程度，三要有高的采收率，四要有好的经济效益。需要从技术和经济两个方面进行井网密度合理优化。很多人用数值模拟方法、经验方法等进行研究[12]。4.1 采收率与井网密度的关系油田最终采收率是衡量油田开发水平的主要综合性指标。它不仅取决于驱动类型、储层岩性、渗透率及其分布、原油物理化学性质、地层压力等自然条件，还与井网密度有非常大的关系。研究水驱油藏采收率与井网密度的方法有经验公式法和数值模拟法。通过研究建立了一些采收率与井网密度的关系式用于优化井网密度。前苏联谢尔卡乔夫1974年提出了著名的公式[13]： (4-1)式中 —采收率，%； —驱油效率，%； —井网系数，取决于油层物性和流体物性； —井网密度，104m2/井。北京石油勘探开发科学研究院分析了国内144个水驱或注水油藏的资料，按照流动系数的不同，回归分析得出驱油效率与流度相关关系[14] (4-2)r=0.9954， =0.8780，即r> 式中 ——驱油效率，变化范围0.4035～0.6031； ——空气渗透率，10-3μm2； ——原油黏度，mPa•s； ——相关系数； ——为临界相关系数； ——流动系数，变化范围为(5～600)×10-3μm2/mPa•s。利用谢氏公式得出5组最终采收率与井网密度的定量关系，见表4-1。
表4-1 北京研究院得出的最终采收率与井网密度的关系类别 油藏个数 流动系数(10-3μm2/ mPa•s) 定量关系Ⅰ 13 300～600
Ⅱ 27 100～300
Ⅲ 67 30～100
Ⅳ 19 5～10
Ⅴ 18 <5
4.2合理井网密度的确定 油田注水开发的效果与井网密度有关，而油田建设的总投资中钻井成本又占相当大的比例，因此井网密度(井数)对注水开发技术的经济效果有着重大影响。井网密度是油气田开发设计和规划编制的重要指标，它涉及到油气田开发指标的计算和经济效益的评价，并与井网形式(三角形或正方形井网)和井距大小有关。陈元千[15]给出了五点注水系统、七点注水系统和九点注水系统的井网密度的计算公式。在实际应用中，井网密度细分为合理井网密度(或称为经济合理井网密度)和极限井网密度[16](或称为经济极限井网密度)。合理井网密度是指在一定的地质和开发条件下，该油气田的总收入减去总投入为最大，即获得最大利润时的井网密度。当总投入等于总产出，即利润为零时的井网密度为极限井网密度。许多文献[17]给出了求利润的数学公式，如早期俞启泰[18]提出的利润公式： （4-3）式中 ——油田地质储量； ——原油价格； ——驱油效率； ——系数； ——井网密度； ——油田开发总面积； ——平均每口井的总投资额。人们一般用迭代法、试算法或曲线交会法求极限井网密度，求合理井网密度时，通常首先用微分法对公式中S求导，然后使用与求极限井网密度相同的方法。他们的计算公式各有不同，结果的准确度也不一样，原因在于各自针对的油气藏的类型不同、开发时期不同或者是否考虑利息和税收等因素。赵向宏则首先求出合理采油速度，然后求出合理井数，进而确定合理井网密度。综上，要想获得满意的结果，应综合考虑各种影响因素，针对不同油气田类型建立合适的数学模型。实际生产中的井网密度应取在合理井网密度附近。
低渗透油田的开发井网研究第5章 实例分析5.1 吉林油区注采井网调整截至2001年，吉林油区已开发裂缝性低渗透油田的初期注采井网设计大体采用了4种方式[19]。5.1.1 正三角形斜反九点注采井网扶余油田开发层位主要是白垩系泉头组四段的扶余油层，埋深280～500m，平均有效厚度10.3m、孔隙度25%、空气渗透率180×10-3μm2。砂岩储集层垂直和斜交裂缝十分发育，岩心观察含油井段裂缝密度平均0.282条/m。扶余油田1970年投入开发，1973年开始全面注水时采用正三角形斜反九点面积注水方式，注水井排方向与裂缝方向平行。由于出现油井暴性水淹、注入水上窜造成套管变形、注水波及不均衡等问题，1982年至1984年进行了第一次井网调整，将原来2排水井夹3排油井的行列注水方式的中间排油井和斜反九点面积注水方式的水井排的油井转注，同时在油井排一侧30m处加密，形成与裂缝方向平行的线状注水方式。5.1.2 井排方向与裂缝方向错开22.5°的注采井网新立油田为构造2岩性油藏，原油黏度低，油层埋深1200～1500m，平均有效厚度9.2m、空气渗透率6.5×10-3μm2、孔隙度14.4%。新立油田1983年投入注水开发时，借鉴扶余油田开发的经验和教训，将井排方向与裂缝方向(东西向)错开22.5°角，采用正方形反九点面积注水井网。开发初期的效果较好，注水井两边的油井见水时间推迟，含水上升速率慢，采油速率较高；但到开发中期，油井含水上升加快，产量递减加大，也发生了注水井套管变形较多、分注状况变差、注入压力高等问题。经过几种井网方式的调整试验，将注采井网调整为近东西向的1排水井、1排油井的线状注水方式，在原2排井中间钻1排调整油水井，排间距为134m，油井井距224m，水井排井距为335m，并转换部分油水井别。5.1.3 井排方向与裂缝方向错开45°的注采井网新民油田是20世纪80年代末、90年代初发现的亿吨级大油田。借鉴国内外裂缝性低渗透砂岩油藏开发的经验与教训，根据几种不同方式的井网试验，提出油田开发初期采用反九点法面积注水方式，井排方向与裂缝方向错开45°角，平行裂缝布井，大井距、小排距。这种井网具有灵活性，既可满足与裂缝性低渗透砂岩油田开发的需要，后期又可以调整为东西向线状注水井网，是较好的注采井网。5.1.4 菱形反九点面积注采井网 民43-8区块位于新民油田西部，是断层发育的单斜构造，有效厚度8.4m，平均孔隙度14.6%、空气渗透率5.9×10-3μm2。开发初期采用480m×120m的菱形反九点法注采井网，取得了较好的开发效果，特别是注水井注入压力不高，较好地解决了低渗透油田注水困难的问题。这种井网灵活性也较大，角井水淹后可实施转注，亦可形成线状注采系统。最近开发的大情字井油田的部分区块也采取这种菱形井网，同样取得了较好的开发效果。5.2 井、排距的确定放大裂缝方向的井距，既有利于提高压裂规模、增加人工裂缝长度、提高单井产量及延长稳产期，又能减缓角井水淹速度缩小排距，可以提高侧向油井受效程度，并逐步转为线状面积注水，最大限度地提高基质孔隙的波及体积。井、排距与基质渗透率、渗透率各向异性、裂缝导流能力、人工压裂穿透比等有关，优化井、排距的主要原则是有利于建立合理的注采压力梯度，取得比较好的注水开发效果。合理的排距必须能够建立有效的驱替压力系统。大量室内实验表明，低渗透储集层中的油气渗流具有非达西流特征，存在启动压力梯度。根据实验资料，木头油田泉四段7号油层启动压力梯度为0.07MPa左右，因此，要保证油层中任意点驱动压力梯度均大于启动压力梯度，排距应小于150m。在保证井网面积不变的条件下，根据不同井排距组合进行数值模拟，结果(见表5-1)表明，井距200m左右、排距120～150m时的开发效果最好。根据对木头油田152区28口裂缝线侧向加密井加密效果的统计，排距为120～150m时加密井投产初期及目前产能均高，递减小排距大于150m时加密效果下降；排距小于120m时含水上升较快，效果差(见表5-2)。根据以上研究[19]，确定吉林低渗透油藏合理排距为120～180m、井距为150～220m。
表5-1 相同体系不同井、排距的开发效果对比井、井排/m 开发指标 开发时间/a 1 5 10 15 20400 300采出程度，% 1.32 5.81 10.47 13.17 17.15 含水，% 10.30 44.40 69.20 78.50 89.40350 250采出程度，% 1.43 5.86 10.39 14.21 18.21 含水，% 8.10 36.50 65.40 77.30 88.10300 200采出程度，% 1.52 5.76 10.42 14.15 18.45 含水，% 7.60 38.70 67.10 79.80 89.50250 150采出程度，% 1.50 6.45 11.02 14.82 18.88 含水，% 7.50 35.30 66.50 77.70 87.10200 120采出程度，% 1.54 6.68 12.89 15.14 19.31 含水，% 7.60 35.90 65.60 76.30 85.50
表5-2 木头油田152区不同排距加密井生产数据加密井数/口 排距/m 初期 半年 目前 日产油/t 含水，% 动液面/m 日产油/t 含水，% 动液面/m 日产油/t 含水，% 动液面/m1 <80 2.1 51.2 501 1.4 58.3 522 1.9 53.2 53114 80～120 3.4 41.5 455 3.1 48.6 471 2.4 50.5 49811 120～150 4.2 38.5 479 3.6 46.2 495 2.9 48.5 5112 >150 1.9 33.9 482 1.6 39.6 506 1.2 40.2 5225.3不同井网实际开发效果5.3.1 对角线与裂缝方向平行的正方形反九点井网红岗油田打50区块均采用井距300m正方形反九点井网，采油井压裂时加砂量为25～40m3，人工裂缝长160m左右。目前水驱储量控制程度95.8%，见效程度86%，采油速率2.5%，采出程度18.14%，综合含水78.5%，地层压力保持在原始地层压力的89%，水驱指数1.317，存水率为0.949。预计最终采收率可达25%以上。5.3.2菱形反九点井网前大油田60区块60-35井组和相邻的60-39井组地质条件、压裂规模相同，前者采用160m×120m的菱形井网，后者采用180m×180m正方形井网。由表5-3可见，采用菱形井网的60-35井组开发效果好于采用正方形井网的60-39井组。因此从2004年开始，吉林油区低渗透油田广泛采用菱形反九点井网注水开发。
表5-3 60-35与60-39井井组开发效果对比井组 见效程度/m 含水，% 采油速度，% 采出程度，% 初期 目前 初期 目前 60—35 100 11.5 46.8 1.58 1.14 7.5660—39 79.8 14.6 71.5 1.22 0.96 5.685.3.3矩形井网 木头油田126区开发压裂试验区采用矩形井网，排距为150m，采油井距为220m，注水井距为150m，井排平行于最大主应力方向NE32°。注、采井均压裂，由于采用矩形井网，油井压裂加砂规模增大，加砂量由20m3上升为30m3时，人工裂缝由100m上升为140m，试验区由2001年12月份开始投入开发，单井初产比邻区高2t/d左右；至2002年4月油井陆续见效，注水见效前、后产量与邻区相近(5.5t/d)，但邻区稳产6个月后产量缓慢递减为4.8t/d左右，而试验区产量稳定并有上升的趋势，目前产量6.0t/d左右(见图5-1)，且含水稳定，未出现见效即水淹的现象。截至2003年12月底，126区共有42口井不同程度见到注水效果，占井区油井总数的76%，见效程度比邻区高11.2%。试验区平均单井产量由4.4t/d升为5.1t/d，开发成本下降了8.2%，证实矩形井网对此类储集层适应性好，经济效益显著。
低渗透油田的开发井网研究结 论通过上述的研究主要得出下述几点结论：(1) 较为广泛地调研了低渗透油田概况以及开采状况，总结出低渗透油田所占的比例越来越大，是今后相当一个时期内增储上产的主要资源基础。(2) 通过对合理开发注采井网系统探讨，由于菱形反九点井网能提高注水井的注入能力，获得较高的初始采油速率和较好的可调整性。因此，得出在油田开发初始井网采用菱形反九点井网，随后根据油田的需要调整为矩形五点井网。(3) 在对低渗透油田注水开发合理井网研究的基础上，矩形五点井网注采比大于菱形反九点井网和正方形反九点井网，注水强度大，又可扩大压裂规模，提高油井产能和注水井注水能力，因此有很大的优越性参考文献[1] 李道品.低渗透油田开发[M].北京：石油工业出版社，1999.9.[2] 李道品.低渗透油田开发的特殊规律—低渗透油田开发系列论文之一[J].断块油气田，1994，1（4）：30-35.[3] 邓明胜等.朝阳沟裂缝性低渗透油田井网适应性研究[J].大庆石油地质与开发，2003，22（6）：27-29.[4] 刑洪斌.低渗透油田合理注采井网系统探讨[J].低渗透油气田，1997，2（4）：33-36.[5] 张学文等.低渗透油田开发注采井网系统设计探讨[J].石油勘探与开发，2000，27（3）：57－59.[6] 史成恩等.特低渗透油田井网形式研究及实践[J].石油勘探与开发，2002，29（5）：59-61.[7] 张盛宗.合理选择注采井网的动态研究[J].大庆石油地质与开发，1994，13（2）：29-32.[8] 周锡生.低渗透油藏井网合理加密方式研究[J].大庆石油地质与开发，2000，19（5）：20-23.[9] 付国民等.裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计[J].石油天然气学报（江汉石油学院学报），2006，28（2）：94-96.[10] 侯建锋.安塞特低渗透油藏合理开发井网系统研究[J].石油勘探与开发，2000，27（1）：72－75.[11] 齐与峰.砂岩油田注水开发合理井网研究中的几个理论问题[J].石油学报，1990，11（4）：51-60.[12] 尹万泉.低渗透油藏提高采收率的井网调整研究[J].特种油气藏，1996，3（3）：21-27.[13] 姜瑞忠等.低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系探讨[J].大庆石油地质与开发，2002，21（2）：19－20.[14] 李松泉等.低渗透油田开发的合理井网[J].石油学报，1998，19（3）：52－55.[15] 涂彬等.油气田开发井网油井综述[J].大庆石油地质与开发，2002，21（6）：22－25.[16] 钱深华.油田加密调整经济合理井网密度的确定[J].大庆石油地质与开发，2000，19（4）：23-25.[17] 邵运堂等.低渗透油田合理井网密度的确定[J].西安石油大学学报（自然科学版），2005，20（5）：41－48.[18] 刘子良等.裂缝性低渗透砂岩油田合理注采井网[J].石油勘探与开发，2003，30（4）：85－88.[19] 赵金钟等.低渗透油田井网形式研究及实践[J].石油地质与工程，2006，20（5）：46－48.[20] SPE Rocky Mountain Regional/ Low Permeability Reservoirs Symposium and Exhibition，会议文集12-15 March 2000.Denver，Colorado，USA.[21] Duane,C,Creation of Multiple Sequential Hydraulic Fractures Vie Hydraulic Fractruing Combined With Controlled Pulse Fracturing，USA4718490,1988.[22] TONGX.Orpretive Study of the Characteristics and Susceptibility of Pattern-Type Water-Injection Well Networks From the Viewpoint of Balanced Waterfloods C.SPE10567,1983.[23] Neural Networks for Field-Wise Waterflood Management in Low Permeability,Fractured Oil Reservoirs SPE35721,22-24 May 1996.
低渗透油田的开发井网研究
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本文是在**老师的指导和关怀下完成的。从论文整体思路的确定到论文的撰写，都倾注了**老师大量的心血和精力。他严谨的治学作风、渊博的理论知识和丰富的实践经验，使我受益匪浅。导师强调勇于探索，鼓励创新，从严把关，在完成论文的过程中使我的独立科研能力得到了积极的锻炼。在此对**老师表示衷心的感谢。
同时**学长在毕业设计过程中也给予了许多帮助，对毕业设计中出现的问题进行耐心的讲解，在此衷心感谢！
