海拉尔盆地高陡断块油藏井网优化及应用效果

贾红兵，戴士植，李新峰，杨丽君

(1.中国石油大庆油田公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712；2.中国石油大庆油田公司第六采油厂;3.中国石油大庆油田公司天然气分公司)

海拉尔盆地高陡断块油藏井网优化及应用效果

贾红兵1，戴士植2，李新峰1，杨丽君3

(1.中国石油大庆油田公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712；2.中国石油大庆油田公司第六采油厂;3.中国石油大庆油田公司天然气分公司)

针对海拉尔盆地高陡断块油藏地层倾角大和需要压裂投产的特点，着重考虑重力作用、人工裂缝等因素，优化了合理井网形式和注水方式。研究结果表明，规模较大断块适合采用正方形井网部署，可以减缓由于重力作用造成的注入水向低部位水窜、以及由于人工裂缝造成的采油井过早见水；在窄条带状断块以及断层附近可采用灵活井网形式。在注水方式方面，通过机理模型及数值模拟等方法，综合确定窄小断块采用边部注水方式，规模较大断块则采用边部结合点状的注水方式。实施效果表明，所采用的井网形式和注水方式是合理的。

海拉尔油田；断块油藏；井网形式；注水方式

海拉尔盆地属于高陡断块油藏，构造上地层倾角较大，断块规模较小；储层物性方面，各断块物性差异很大，总体上属于低渗-特低渗透油藏；采油井均需要压裂投产才具有经济效益，因此开发布井需要考虑人工裂缝影响。国内外学者在井网形式和注水方式优化研究方面，取得了大量成果[1-9]，但对于这种地层倾角较大且需考虑人工裂缝的复杂断块油藏，可参考的文献很少，因此有必要结合该类油藏的地质特征，研究合理井网形式和注水方式，以提高油田的开发效果。

1 地质特征

A区块位于海拉尔盆地东南部，断裂十分发育，造成断块规模普遍较小，含油面积0.51～3.58 km2。区内断层以反向正断层居多，少见逆断层，走向为北东向、少有北西向。断层密度为1.5条/km2，平均垂直断距为140 m。油藏主要发育在东高西低的斜坡上，东部断块含油目的层顶面海拔最高为-772.8 m，西部为-1918.1 m。各断块地层倾角较大，为6°～24°，平均为13.4°。

A区主要目的层为南一段，沉积时期主要发育扇三角洲前缘-湖泊沉积体系；油层有效厚度27.2～48.0 m，平均有效厚度32.8 m；总体上属于中孔低渗-特低渗储层，孔隙度12.2%～21.3%，平均16.7%；渗透率(0.17～35.17)×10-3μm2，平均12.75×10-3μm2；天然裂缝以高角度的构造裂缝为主，裂缝角度为58°～90°，平均70°；最大水平主应力方向为25°～90°，平均49°。根据微地震监测资料，南一段人工裂缝主要是北东向，裂缝方位北东48.7～73.5°，平均63.0°。裂缝长度平均187.2 m，进水裂缝高度平均为10.7 m。

针对A区块地层倾角较大、需要压裂投产等特点，考虑重力作用和人工裂缝因素，对井网形式和注水方式进行了优化。

2 井网形式优化

针对A区块构造、储层发育特点，考虑人工裂缝规模和方向，建立了A1典型断块的地质模型。断块油藏一般采用正方形和三角形井网形式，因此在相同井网密度、相同油水井数条件下，重点研究了正方形和三角形两种井网形式对开发指标的影响(表1)。

图1、图2表明开采过程可分成两个阶段。

(1)含水快速上升期(含水率小于 65%)。同一采出程度下，正方形井网含水低于三角形井网(图1)；同一开采时间下，正方形井网采出程度高于三角形井网，且差距逐步加大，开采至第8年，采出程度分别为10.8%和9.6%，相差1.2% ，正方形井网开采效果更好(图2)。

(2)含水稳步上升期(含水率大于65%)。相同采出程度下，含水趋于一致；同一时间，采出程度差距没有被进一步明显拉大，开发20年末，正方形井网和三角形井网采出程度分别为17.8%和16.4%，相差1.4%。

表1 A1断块两种井网布井方案

图1 采出程度与含水关系

图2 时间与采出程度关系

综合以上分析，受重力作用和裂缝影响，正方形井网开发效果好于三角形井网，因此确定在规模较大断块采用以正方形井网为主的井网形式，以拉大排距，减缓水窜。在窄条带状断块以及断层附近，采用灵活井网形式，以避开断层，保证油层顶和油层底的完整。

3 注水方式优化

3.1 机理模型研究

A区块地层倾角平均13.4°，断块在平面上多呈窄条带分布，各断块渗透率差异大(0.17～35.17)×10-3μm2，非均质性强，若在高部位注水，注入水在重力作用下易沿着高渗层向低部位水窜，油井容易水淹，无法通过水驱开采处于高部位的油。因此，在注水开发过程中应充分考虑重力的影响。

根据A区块储层及流体物性，建立了地层倾角为13.4°的机理模型，针对不同储层渗透率，研究250 m井距正方形井网边部、顶部注水下重力作用对油井含水的影响。

计算结果表明(图3)，渗透率为1×10-3μm2时，边部注水与顶部注水下油井含水相差不大，重力作用影响有限，渗透率为10×10-3μm2时，顶部注水时油井含水明显高于边部注水时油井含水(在5%左右)；随渗透率进一步增加，两种注水方式下油井含水相差越来越大，渗透率为50×10-3μm2时，含水最大相差约为20%。这主要因为顶部注水时，重力为动力，水驱缘沿着重力场优势方向突进，导致边部油井易水淹。采用边部注水方式时，重力为阻力，水驱前缘向顶部均匀推进，波及系数高，含水低。

图3 重力作用对油井含水的影响

根据分流方程、机理模型研究结果，以及已投产复杂断块油藏开发经验[10]，呈窄条带状的断块应优先采用边部注水方式。但对于能够部署3排以上的较宽断块，如果只在边部注水，势必会影响高部位采油井的注水开发效果。因此采用数值模拟方法，进一步研究了这类断块的合理注水方式。

3.2 数值模拟研究

A3断块位于A区块南部，断块相对较宽，宽度在670 m左右，含油面积内可部署3～4排井，油层渗透率4.92×10-3μm2，模拟顶部、边部和边部+内部点状注水三种方案。模拟结果表明，边部注水采出程度14.9%，比顶部注水采出程度高出0.8%，说明油水重力差异对边部注水提高采收率具有一定影响。边部+内部点状注水采出程度最高，采出程度可达17.8%(图4)。

从剩余油分布情况看，边部+内部点状注水剩余油分布最均匀，驱油效果最好。该注水方式充分发挥了内部点状注水能适应复杂断块油田各区块以及同一区块不同部位油层富集程度不同的特点，可以使油井多向受效，完善注采平衡的优势。因此对于含油范围较大，油层渗透率低于10×10-3μm2的断块，应适当增加注水井点，实施温和注水，形成边部和点状注水相结合的注水方式。

图4 A3断块不同注水方式下采出程度与含水关系

4 实施效果分析

采用正方形为主的井网形式，在A3断块设计开发井32口，于2010年10月全部完钻。2011年7月采用边部与内部点状相结合的注水方式，投产25口采油井，7口注水井。注水前平均单井产油6.5 t/d，注水8个月后陆续有22口采油井见效，产油量提高到8.6 t/d，至2013年12月，平均单井日产油量为7.2 t，含水上升较慢，含水从初期3.8%上升到18.9%，取得了较好的注水效果，初步说明所优选的井网形式和注水方式是适合这类油藏开发的。

5 结论

(1)注水开发高陡断块油藏必须考虑重力作用、人工裂缝等因素，优化合理井网形式和注水方式。

(2)规模较大断块适合采用正方形井网，减缓由于重力作用造成的注入水向低部位水窜，以及由于人工裂缝造成的采油井过早见水；窄条带状断块可采用灵活井网部署，保证油层的完整性。

(3)注水方式方面，窄条带状分布的断块采用边部注水方式；规模较大断块则采用边部结合点状的注水方式。

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编辑：李金华

1673-8217(2015)02-0084-03

2014-10-13

贾红兵，高级工程师，硕士，1980年生，2006年毕业于大庆石油学院，现主要从事油藏工程研究。

国家重大科技专项“特低渗油藏有效开发技术”( 2011ZX05013-006)资助。

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