特低渗透油藏水平井井网极限注采井距的确定

吕栋梁，徐伟，唐海，唐瑞雪

（西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都610500）

特低渗透油藏水平井井网极限注采井距的确定

吕栋梁，徐伟，唐海，唐瑞雪

（西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都610500）

为了确定特低渗透油藏水平井注采井网的极限注采井距，考虑低速非线性渗流段，运用二参数运动方程建立非线性渗流模型，将其引入到Comsol仿真软件建立的物理模型中。采用试算法，不断调整注采井距，直至水驱前缘在到达采油井时的压力梯度等于启动压力梯度，最终得到极限注采井距。以新疆油田某特低渗透油藏为例进行分析，结果表明：随着水平井长度的增加和裂缝间距的减小，极限注采井距增加，但增加不是无限的，存在一定的临界值；水平井注水-水平井采油、水平井注水-压裂水平井采油、压裂水平井注水-压裂水平井采油这3种井网形式的极限注采井距依次增大；在油田开发初期，可以优先采用压裂水平井注水-压裂水平井采油的井网形式。

特低渗透油藏；极限注采井距；非线性渗流；水平井井网；Comsol软件

0　引言

2007—2014年期间，我国石油探明储量不断增加，但在新增储量中，储量的品质越来越差，储层渗透率越来越低，特低渗油藏已经占到了总量56%。特低渗油藏孔道细小，孔喉比大，微观孔隙结构复杂，渗透率低，渗流阻力大，地层能量衰减迅速，几乎没有天然产能，必须实行压裂改造以及注水补充能量［1-6］。

在注采井网中，极限注采井距的确定是能否获得经济效益、提高最终采收率的关键之一。前人关于极限注采井距的研究主要集中于直井注采井网或者混合注采井网［7-10］，在特低渗透油藏中采用这些井网，存在注采井距小、单井控制储量有限、采油井收效缓慢等诸多问题。而采用水平井注采系统，再配以相应的工艺措施，单井有望获得较高产量和经济效益［8］，极限注采井距也可以增大。随着特低渗透油藏的大规模开发，室内实验和矿场实际都表明，流体在特低渗透油藏中流动属于非线性流，渗流速度随驱动压力梯度的增加而呈非线性增加，渗流规律不再符合经典达西定律［11］。因此，有必要加强在非线性渗流基础上的特低渗透油藏水平井井网极限注采井距的研究。

本文引入二参数运动方程，建立非线性渗流数学模型；以新疆油田某特低渗透油藏的地质资料为基础，应用Comsol软件中的自定义偏微分方程模块，建立物理模型；采用试算法，不断调整水平井井网的注采井距，直至水驱前缘到达采油井时流体压力梯度等于启动压力梯度，此时注采井距即为极限注采井距。在此思路的基础上，得到了水平井注水-水平井采油（简称井网一）、水平井注水-压裂水平井采油（简称井网二）、压裂水平井注水-压裂水平井采油（简称井网三）等3种水平井井网形式下的极限注采井距。

1　非线性渗流数学模型的建立

描述非线性渗流规律的数学模型主要有拟启动压力梯度模型、分段描述模型、连续式模型3种。连续式模型主要研究非线性渗流规律的热点，具有物理意义明确、拟合度高等优点。最具代表性的连续式模型是二参数运动方程［12］：

式中：v为流体渗流速度，mm/s；K为地层渗透率，10-3μm2；μ为流体黏度，mPa·s；塄p为压力梯度，MPa·m-1；a为影响非线性渗流凹形曲线段的影响因子（a＞0）；b为启动压力梯度的近似倒数，m·MPa-1。

二参数的值可由实验参数拟合得到。当0＜a＜1时，非线性渗流曲线不过原点，真实启动压力梯度为（1-a）/b；当b→∞时，非线性渗流曲线过原点，真实启动压力梯度无限小，二参数法运动模型退化为达西模型。

非线性渗流数学模型假设条件：1）油藏等厚，水平均质且各向同性；2）流体不可压缩，为稳定流；3）忽略重力和毛细管力影响，注采过程温度恒定。

流体连续性方程为

式中：vx为x方向流体渗流速度，mm/s；vy为y方向流体渗流速度，mm/s。

结合二参数模型得到运动方程为

将式（3）代入式（2），即得到非线性渗流数学模型：

2　运用Comsol软件求解极限注采井距

Comsol仿真软件以有限元为基础，含有一些内嵌的经典物理模型，包括单物理场和多物理场耦合模型，可以直接调用物理场进行建模，也可以采用自定义偏微分方程模块进行建模［13］。本文采用后一种建模方法。

建模及求解极限注采井距的思路：以油藏地质特征为基础，建立单元物理模型；将非线性渗流模型引入到自定义偏微分方程模块，确定边界条件、注采压差等变量；通过Comsol软件求解确定水驱前缘到达采油井时的压力梯度；采用试算法，不断调整注采井距，直至水驱前缘到达采油井的压力梯度等于启动压力梯度，此时的注采井距即为极限注采井距。

3　水平井注采井网下的极限注采井距

3.1油藏地质特征及Comsol模型

新疆油田某特低渗透油藏地层压力35 MPa，采油井井底流压20 MPa，厚度35 m，渗透率1.13×10-3μm2，孔隙度为9.91%，原油黏度0.67 mPa·s，体积系数1.36；注水井井筒半径0.1 m，注水井底压力45 MPa，注采压差25 MPa。经过室内岩心实验拟合出的运动参数a和b分别为0.344和10 m·MPa-1，启动压力梯度为0.065 6 MPa/m。根据该油藏的地质特点，结合井网的储量控制规模，在Comsol仿真软件中设置2 000 m×800 m的面积单元，在这个单元中研究注采压差下不同水平井注采井网的极限注采井距。

3.2水平井注水-水平井采油井网

采用水平井注水-水平井采油井网开发方式时，不同的水平段长度对极限注采井距有影响。不同水平井水平段长度下对应的极限注采井距、压力及启动压力梯度等值线分布见图1。

由图1可知，当水平井水平段长度超过800 m，极限注采井距保持在180.0 m左右，没有发生变化。考虑到长水平段的产量效益、工艺难度、经济成本和对极限注采井距的贡献，实践中不必一味地追求水平段长度。井网一下极限注采井距较小，说明了在特低渗透油藏中，只有实施压裂措施改造，降低井底压力损耗，才能增加极限注采井距，提高油藏经济开发效果。

图1　井网一不同水平段长度下的压力和启动压力梯度等值线分布

3.3水平井注水-压裂水平井采油井网

在水平井水平段长度、裂缝间距和裂缝半长确定后，极限注采井距即确定了。由于裂缝间距对极限注采井距的影响规律不明确，所以，本文重点加以研究。在Comsol面积单元中，设置水平井长度为1 800 m，裂缝半长为100 m，研究不同裂缝间距对水平井注水-压裂水平井采油井网下极限注采井距的影响，对应的极限注采井距、压力及启动压力梯度等值线分布见图2。

图2　井网二不同裂缝间距下的压力和启动压力梯度等值线分布

由图2可知：当裂缝间距较小时，极限注采井距随着裂缝间距的增大而减小；当裂缝间距超过160 m后，裂缝间干扰逐渐消失，极限注采井距稳定在381.0 m，基本不再发生变化。对比井网一情况下极限注采井距，井网二情况下极限注采井距明显变大，注入水波及面积明显增大，注采系统的控制储量明显增多。

3.4压裂水平井注水-压裂水平井采油井网

在Comsol面积单元中，取水平井单元长度240 m，裂缝半长100 m，采用井网三模式，注采井裂缝交错式分布，研究裂缝间距对极限注采井距的影响。井网三情况下不同裂缝间距对应的极限注采井距、压力和启动压力梯度等值线分布见图3。

图3　井网三不同裂缝间距下的压力和启动压力梯度等值线分布

由图3可知，压裂水平井注水-压裂水平井采油井网的极限注采井距随着裂缝间距的增加而减小。当裂缝间距增加至120 m之后，裂缝间干扰作用逐渐减小，裂缝间距对极限注采井距的影响也变小，且裂缝间距增大时，水平井的产量必然会降低，经济效益下降，因此，兼顾极限注采井距和水平井的经济效益，井网三下裂缝间距不应大于160 m。与井网一、井网二相比，井网三的极限注采井距进一步变大，可以满足油藏开发初期减少成本、提高采出程度的要求。

4　结论

1）水平井注水-水平井采油井网下的极限注采井距随水平段长度的增加而增加，但当水平段长度增加到一定值后，极限注采井距不再发生变化；水平井注水-压裂水平井采油井网下的极限注采井距随裂缝间距的增大而减小，但当裂缝间距增加到一定程度后，极限注采井距不再发生变化；压裂水平井注水-压裂水平井采油井网下的极限注采井距随裂缝间距的增加而减小，但当裂缝间距增加至一定值后，其对极限注采井距的影响变小。

2）特低渗透油藏采用水平井注采井网开发时，这3种井网下的极限注采井距依次增大。在油田开发初期，可以优先采用压裂水平井注水压裂水平井采油的井网形式。

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（编辑李宗华）

Limit injection-production well spacing of horizontal well in ultra-low permeability reservoir

LYU Dongliang，XU Wei，TANG Hai，TANG Ruixue
（School of Oil and Natural Gas Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China）

In order to determine the limit-injection production well spacing of horizontal well injection production wells in ultra-low permeability reservoirs，many methods are used.Considering the low velocity non-linear flow section，the non-linear seepage model is established by using the two parameter equation.The physical model of Comsol simulation software is introduced.By trial and error method，the pressure gradient of the water drive front in the oil production well is equal to the starting pressure gradient. Taking a practical special low permeability reservoir in Xinjiang Oilfield as an example，the result shows:with the increase of the horizontal well length and the decrease of the crack spacing，the limit injection-production well spacing is increased，But the increase is not infinite，there is a certain critical value.The largest limited injection-production well distance is in the condition of water injection by fractured horizontal well and production by fractured horizontal well.The minimal distance is horizontal well water injection and oil production.The best injection-production well pattern is fractured horizontal well water injection and oil production in the development of new reservoir.

ultra-low permeability reservoir；limit injection-production well distance；non-linear seepage；horizontal well pattern；Comsol software

国家科技重大专项课题“低渗透油藏中高含水期稳产配套技术”（2011ZX05013-005）

10.6056/dkyqt201605020

TE355.6

A

2016-01-12；改回日期：2016-07-08。

吕栋梁，男，1980年生，高级实验师，硕士，从事油气田开发相关实验、理论教学及研究工作。E-mail：82829149@qq. com。

引用格式：吕栋梁，徐伟，唐海，等.特低渗透油藏水平井井网极限注采井距的确定［J］.断块油气田，2016，23（5）：634-637.

LYU Dongliang，XU Wei，TANG Hai，et al.Limit injection-production well spacing of horizontal well in ultra-low permeability reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（5）：634-637.