姜家川区块长8油藏注采井网研究

2020-11-23王成龙时圣彪

非常规油气 2020年5期

刘姣，王成龙，时圣彪.

(延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西延安 717500)

超低渗透油藏是目前低渗透油田开发的热点和难点，其特殊性和复杂性导致其较常规油藏开发难度更大。注采井网部署是油田注水开发中非常重要的环节，直接影响到初期采油速度，决定了油田的稳产年限和采出程度。在超低渗透油藏注水开发的过程中，裂缝的影响使岩石物性的各向异性更加严重，表现在油田开发中容易出现裂缝方向性的水淹。因此，对超低渗透油藏合理注采井网的研究尤其重要[1-2]。目前对于超低渗透油藏注采井网的研究方法比较有限，尤其是对合理井距和排距的研究较少。本文分析了姜家川区块的油藏地质特征，对长8油藏的注采井网进行了研究，综合油藏工程方法和开发经验法，重点利用数值模拟技术确定了适合本区的合理井距和排距，以此来指导延长油田超低渗透油藏经济、高效的开发。

1 油藏基本特征

姜家川区块地理位置处于陕西省富县境内，构造位于鄂尔多斯盆地南部探区，整体表现为西倾单斜。研究区主力油层长8是岩性油藏，储层孔隙度平均为7.1%，渗透率平均为0.28 mD，属于特低孔—超低渗透油藏[3-4]。研究区长8油藏原始地层压力为8.82 MPa，油藏中部深度为1 250 m，压力系数为0.71，属于典型的低压油藏。与常规低渗透油藏相比，超低渗透油藏孔喉更加细微、岩性更加致密、岩石物性变差、开发难度更大。但是它也具有原油性质较好、油层分布稳定、水敏矿物较少、适宜注水开发等有利条件。目前研究区存在注采井网不完善、水驱控制程度较低、油井初期递减快、压力保持水平较低等问题，迫切需要注水开发补充地层能量。

2 井网选择

目前低渗透油藏主要采用正方形反九点井网、菱形反九点井网和矩形井网开发，3种井网各有优缺点[5-9](表1)。

表1 不同井网形式的优缺点对比表Table 1 The comparison table of advantages and disadvantages in different pattern forms

姜家川区块采油速度较低，油井压裂改造后会形成人工裂缝，菱形反九点注采井网由于其采油井数是注水井的3倍，因此有利于扩大初期开发规模，提高采油速度，通过加大裂缝延伸方向的井距可以有效控制角井水淹，有利于注入水均匀推进。另外，该井网灵活性强，到油田开发中后期便于井网调整，当难以维持油田开发所需要的注水强度时，可以根据需要将含水较高的角井转为注水井，形成沿裂缝线注水(图1)，调整为矩形五点井网以改善注采井的比率，提高注水强度。菱形反九点井网已经广泛应用于长庆五里湾一区、盘古梁、安塞等特低渗透油田的开发，均取得了较好的开发效果。因此推荐在姜家川区长8油层采用菱形反九点井网。

图1 菱形反九点井网示意图Fig.1 The skewed nine-spot pattern diagram

3 井排方向

由于低渗透砂岩油藏裂缝较为发育，因此确定注水井排方向是注采井网部署至关重要的一步。注水井排方向主要由裂缝发育方向决定，要最大限度地与主裂缝延伸方向保持一致。通过监测压裂改造后的人工裂缝方位，可以确定储层的主裂缝发育方向。到油田开发中后期，需要根据裂缝监测成果，及时对注水井排方向进行调整，可以有效地控制含水上升，以此来指导油田科学高效的注水开发[10-11]。

本区利用“声发射定位监测裂缝技术” 确定人工裂缝方位，分别对7口井长8层人工裂缝进行监测。监测结果显示，该区主要发育三组裂缝，其中以北东80°最为发育，其次为北西310°和北北东3°(图2)，同时参考邻区同类油藏开发经验，最大主应力方向确定为北东80°，故研究区的井排方向为北东80°。

图2 姜家川区块人工裂缝监测结果玫瑰花图Fig.2 The artificial fracture monitoring rose chart of Jiangjiachuan

4 井网密度研究

4.1 合理采油速度法

依据油田合理的采油速度和单井日产油量可以计算井网密度[12-13]。根据姜家川区块的实际地质及生产情况，长8圈定含油面积14.53 km2、石油地质储量277.82×104t、单井日产油量0.52 t/d，合理采油速度根据低渗透油田经验取值，得出不同采油速度下的技术合理井网密度见表2。研究区初期采油速度在1.5%左右，由此确定合理井网密度为15.1口/km2。

表2 长8油层合理井网密度(不同采油速度)Table 2 The Chang-8 reasonable well spacing density

4.2 单井控制储量法

在油田开发初期，利用单井控制储量法，根据经济极限井网密度计算公式[14]，代入研究区实际参数计算得长8油区的经济极限井网密度为20.5口/km2。

表3 单井控制可采储量参数取值表Table 3 The parameters table of single well controlled recoverable reserves

综合以上合理采油速度法和单井控制储量法两种方法的计算结果，姜家川区块长8油藏合理的井网密度为15.1～20.5口/km2。

5 井距、排距的确定及优化

本次研究在井网密度研究的基础上，对比分析油藏工程方法和数值模拟法，并结合油田经验法对姜家川区块长8油层的井距和排距进行优化。

5.1 启动压力梯度法

图3 不同渗透率情况下Kx/Ky与排距关系图版Fig.3 The Kx/Ky and row spacing relationship chart in different permeability

图4 不同渗透率情况下Kx/Ky与井距关系图版Fig.4 The Kx/Ky and well spacing relationship chart in different permeability

依据启动压力梯度法，假设x为裂缝延伸方向，y为垂直裂缝方向，只有当主向和侧向注采井距都达到合理注采井距的条件时，才能获得最佳的驱替效果[15-17]。绘制不同渗透率情况下Kx/Ky与井距、排距关系图版如图3和图4所示。由图可知：当渗透率K小于0.5 mD时，渗透率对排距和井距的影响较大，井距和Kx/Ky呈现正比相关性，排距和Kx/Ky呈现反比相关性。参考油田经验值，Kx/Ky取2，研究区渗透率K为0.28 mD，由此确定合理注采井距在400 m左右、合理注采排距在100 m左右。

5.2 数值模拟研究

根据研究区长8油层的物性设置模型参数，模型网格参数为：217×121×1，x、y方向网格步长为10 m，z方向网格步长为8.5 m。渗透率为0.28 mD，孔隙度为7.1%，通过增大油水井附近网格的渗透率来模拟地层压裂后渗透率的变化，模型中设置裂缝半长为90 m，裂缝导流能力为150 mD·m，对菱形反九点井网进行井距和排距的优化[18-19]。

(1)长8油层的井距优选：定排距为150 m，分别设计了350 m×150 m、400 m×150 m、450 m×150 m、500 m×150 m、550 m×150 m五种不同的井距进行数值模拟，模拟计算20年，结果如图5所示。由图可以看出合理的井距范围是400～500 m，最优值为450 m；当井距超过500 m时，水驱开发效果较差，井距小于400 m以后容易造成油井过早见水，采出程度低。在合理井距范围内，井距的变化对采收率影响不大。

图5 不同井距采出程度与生产时间关系曲线Fig.5 The recovery rate curves relationship with production time in different well spacing

(2)长8油层的排距优选：在井距优化的基础上，定井距为450 m，分别设计了450 m×80 m、450 m×100 m、450 m×120 m、450 m×140 m、450 m×150 m五种不同的排距进行数值模拟，模拟计算20年，结果如图6所示。由图可以看出合理的排距范围为100～140 m，最优值为120 m。整体上排距的变化对采出程度的影响不大。