巨厚潜山裂缝性油藏井网部署方法研究

焦松杰，丁祖鹏，李南，焦红梅

(中海石油(中国)有限公司北京研究中心，北京 100028)

0 引 言

在油气田开发中，针对常规构造型油藏，已形成较成熟的布井理论与技术[1-4]：对目标油藏构造进行定量描述，结合储层发育特征，参考标准化井网即可完成井位部署。但对巨厚潜山裂缝性油藏，由于储层巨厚、发育裂缝等特点，常规井网难以达到预期开发效果[5]。因此，巨厚潜山裂缝性油藏在井位部署中不仅要考虑构造及储层特征，还要考虑裂缝发育程度及裂缝走向等因素，明确油水井相对关系及最佳部署位置，实现最佳开发效果。通过分析巨厚潜山裂缝性油藏特征，结合实验分析及油藏渗流理论，研究得到一种巨厚潜山裂缝油藏井网部署方法。

1 巨厚潜山裂缝性油藏特点分析

目标油藏L位于渤海东部海域，平均水深为29.9 m，研究区为中生界花岗岩侵入体，油藏为块状底水油藏。综合地质研究表明，L油藏现今构造受长期构造运动及风化剥蚀作用而形成，在构造高部位风化作用改造强烈，储层相对发育；在构造低部位古断层发育，裂缝也相对发育，发育高渗大裂缝的几率较大[6]。

L油藏具有以下特点：①储层巨厚。发育块状储层，有效厚度达几百米，甚至上千米。②裂缝纵向高角度。受构造应力影响，储层纵向上多发育中高角度裂缝。③裂缝平面分区。根据裂缝发育特点，储层平面分2个区：高部位微裂缝区(简称微裂缝区)和低部位大裂缝区(简称大裂缝区)。微裂缝区位于构造高部位，因风化剥蚀严重，局部发育微裂缝、网状缝，裂缝具有密度大、开度小等特征；大裂缝区位于构造低部位，受古断层作用，局部发育大裂缝，裂缝具有密度小、开度大等特征。④裂缝存在方向性。受主地应力影响，储层裂缝存在方向性。

2 巨厚潜山裂缝性油藏井网部署方法分析

2.1 井型分析

考虑裂缝高角度特点，与直井相比，水平井可提高裂缝钻遇率，保证单井产能。L油藏数值模拟结果表明：水平井初期产能为直井的2.5倍，累计产油为直井的1.6倍(表1)。L油藏三维大型物理模拟结果证明，水平井开发该类油藏在保障产能、提高波及范围等方面优势较大[7-9]。因此，巨厚潜山裂缝性油藏推荐部署水平井开发。

表1 不同开发井型开发效果对比

2.2 布井方向分析

基于水平井在开发巨厚潜山裂缝性油藏中的巨大优势，应结合该类油藏裂缝存在方向性的特点，明确水平井与油藏主裂缝方向最佳部署角度。

研究采用离散裂缝建模(DFN)技术建立储层裂缝片模型，应用双孔单渗模型开展数值模拟，模型参数：网格大小为20 m×20 m×5 m；裂缝方位为NE60 °；裂缝倾角为45.0 °；裂缝渗透率为243×10-3μm2；裂缝储量占总储量18.60%。

采用优化得到的水平井注采井网，模拟对比水平井与裂缝夹角成不同角度的开发效果，结果见表2。模拟结果表明：巨厚潜山裂缝性油藏水平井方向与油藏主裂缝方向成45.0 °时开发效果最佳。

表2 巨厚潜山裂缝性油藏水平井与裂缝不同配置角度开发效果对比

2.3 井网分析

为明确巨厚潜山裂缝性油藏水平井开发油水井的相对关系，以渤海L油藏为原型，根据相似理论，设计并建立与目标油藏相似的1 .0 m×1 .0 m×0.5 m的大尺度物理模型，进行不同井网形式下的水驱油实验[10-11]。实验结果表明，巨厚裂缝性油藏采用侧底注水、顶部采油的立体井网形式开发效果最好。侧底注水、顶部采油的立体井网可以形成水托油的效果，最大程度地提高水驱油波及效率，同时注水井与采油井纵向上的距离可起到延缓水淹的作用。

对于潜山裂缝性油藏，裂缝系统的驱油效率直接关系到油藏最终采收率，采油井部署位置极为重要。考虑裂缝分区的特点，利用人造岩心实验对不同裂缝渗透率及不同原油黏度的裂缝驱油效率进行对比。实验结果表明，裂缝系统驱油效率并不随裂缝渗透率(裂缝开度)的增大持续增大，而是存在一个拐点(图1)。因此，油井应部署在裂缝渗透率为200×10-3～400×10-3μm2的区域内，而非裂缝渗透率最大的大裂缝发育区。

基于以上研究，推荐巨厚潜山裂缝性油藏部署高部位微裂缝发育区采油、低部位大裂缝发育区注水的水平井立体交错井网。具体需做到以下2点：①平面交错，以提高波及效率，保障驱油效率；纵向立体，采用底注顶采模式，延缓底水锥进；②细化采、注井位置，实现低部位大裂缝区注入，高部位微裂缝区采油的注采模式。此种注水模式可较好地保障地层能量，控制含水上升，进而提高驱油效率。

图1含水率为98%时裂缝系统采出程度与裂缝渗透率关系曲线

3 油水井位置确定方法

保障巨厚潜山油藏产能和开发效果的关键是要实现大裂缝区注水、微裂缝区采油这一立体井网部署模式，因此，明确油水井部署具体位置至关重要。

基于裂缝性油藏是否对裂缝系统开展了准确描述，分别考虑不同的油水井位置确定方法。

(1) 潜山裂缝描述清楚，特别是大裂缝区和微裂缝区相对位置描述明确。在此前提下，根据研究成果，部署大裂缝区注水、微裂缝区采油的平面交错、纵向立体的注采井网(图2)。

图2潜山裂缝性油藏立体注采井网示意图

(2) 如无裂缝系统的准确描述，仅有孔渗场等基础数据，可基于裂缝孔渗和裂缝开度之间的理论公式等效计算裂缝开度，以确定大裂缝区和微裂缝区的相对位置，指导油水井部署位置。

裂缝介质的渗透率与裂缝孔隙度和裂缝开度之间的理论关系计算方法如下。

假设大裂缝区、微裂缝区渗滤面积均为A，微裂缝区裂缝长度为hf1，裂缝宽度为b1，裂缝密度为n1；大裂缝区裂缝长度为hf2，裂缝宽度为b2，裂缝密度为n2。

以微裂缝区为例：

(1)

式中：n1为裂缝密度，cm-1；hf1为裂缝发育段长度，cm；A为裂缝发育段渗流面积，cm2。

此时，微裂缝区裂缝孔隙度可用裂缝面积与岩样渗流面积的比值表示：

(2)

式中：φf1为裂缝孔隙度；b1为裂缝宽度(开度)，cm。

由布辛列克方程可知，流过单位长度裂缝的液体流量为：

(3)

在裂缝总长度为hf1的情况下，岩石渗流面积内流过全部裂缝的液体流量为：

(4)

将式(2)代入式(4)可得：

(5)

引入裂缝岩石渗透率Kf这一参数，仍按达西定律来表示同一岩石的流体流量，则有：

(6)

式中：Kf1为微裂缝区裂缝渗透率，μm2。

根据等效渗流阻力原理，当2块岩石外部几何尺寸相同，其他渗流条件相同时，若2块岩石的渗流阻力相等，则流量应相等。

故式(5)与式(6)应相等，整理后则有：

(7)

由式(7)可得到微裂缝区开度：

(8)

同样得到大裂缝区开度：

(9)

式中：Kf2为大裂缝区裂缝渗透率，μm2；φf2为大裂缝区裂缝孔隙度。

由式(8)和式(9)可知：裂缝渗透率与裂缝孔隙度的比值与裂缝开度成正比，通过裂缝渗透率和裂缝孔隙度反推裂缝开度b，根据b值的相对大小判断大裂缝区和微裂缝区，并由此确定巨厚潜山裂缝性油藏油水井具体位置。

4 布井方法应用

目标油藏L储层厚度为180 m左右，在平面和纵向上裂缝都表现出强非均质性，为典型的巨厚潜山裂缝性油藏。

应用离散裂缝建模(DFN)技术建立储层裂缝片模型，采用上述方法确定大裂缝区与微裂缝区，模拟对比大裂缝区注、大裂缝区采，大裂缝区注、微裂缝区采，微裂缝区注、大裂缝区采和微裂缝区注、微裂缝区采4种开发井网(一注两采水平井立体井网，水平井与主裂缝方向成45.0 °，相同井距及注采关系)的开发效果。

模拟结果表明：大裂缝区注、微裂缝区采开发效果最好，微裂缝区注、微裂缝区采次之，而微裂缝区注、大裂缝区采效果最差。大裂缝区注、微裂缝区采开发模式较微裂缝区注、大裂缝区采开发模式15 a累计多产油4.6×104m3，相对增油达到16%(表3)。

表3 不同注采模式下累计产油对比

5 结 论

(1) 巨厚潜山裂缝性油藏具有储层巨厚、裂缝高角度、裂缝分区、存在方向性等特点。

(2) 水平井开发巨厚潜山裂缝性油藏效果更优，推荐水平井与地层主裂缝方向成45.0 °部署。

(3) 通过研究得出，“侧底注水、顶部采油”的立体井网开发该类油藏效果最好，采油井应部署在裂缝渗透率为200×10-3～400×10-3μm2的区域，而非裂缝渗透率最大的大裂缝发育区。

(4) 通过孔渗场计算裂缝区域定量分布的方法，确定了油水井部署具体位置，最终实现高部位微裂缝区采油、低部位大裂缝区注水的水平井立体交错井网部署模式。模拟结果表明，大裂缝区注、微裂缝区采较微裂缝区注、大裂缝区采的开发模式15 a累计多产油4.6×104m3，相对增油达到16%。研究成果对同类油藏开发井网部署具有一定的借鉴意义。

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