蟠龙油田特低渗油藏合理井网井距研究

李爱荣，张金功，武富礼，郝胜江，章爱成，陈孝平

(1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065；2.西北大学大陆动力学国家重点实验室/地质学系；3.延长油田股份有限公司)

蟠龙油田特低渗油藏合理井网井距研究

李爱荣1，2，张金功2，武富礼1，郝胜江3，章爱成3，陈孝平3

(1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065；2.西北大学大陆动力学国家重点实验室/地质学系；3.延长油田股份有限公司)

蟠龙油田属于特低-超低渗储层，非均质性强,油井单井产能低，迫切需要研究合理的注采井网井距，提高油井产量。首先计算了考虑变形介质和启动压力条件下的合理注采井距，然后从注采平衡的角度提出了合理的井网形式，根据裂缝特征分析了合理的井排方向，最后综合考虑了极限井网密度、最终采收率和单井控制可采储量,得到了合理的井网密度。研究结果表明，蟠龙油田合理的注采井距为350～400 m，排距100～150 m，合理的井网形式为菱形反九点面积注采井网，合理井排方向为NE66°～NE75°，合理的井网密度为25口/km2。

蟠龙油田；特低渗油藏；合理井网；井距

蟠龙油田平均渗透率为0.96×10-3μm2，长6油层组为主力产层之一，属于特低-超低渗储层，油藏的弹性驱动能量有限。由于地层渗流能力低、且缺乏外界能量供给，油井产能递减快。合理注采井距的确定一直是特低渗透油藏开发中一个十分重要且非常困难的问题。前人对特低渗油藏的井网井距已经做了大量的研究工作[1-7]。合理井距的确定主要依赖三个因素：储层渗透率、生产压差和期望产油量[8-13]，同时要结合有关特低渗油藏实际生产开发情况，对启动压力梯度、应力敏感性、井网与裂缝方向等的匹配关系进行考虑[14-17]。

1 合理注采井距理论图版

1.1 变形介质特低渗透油藏合理井距研究理论

根据叠加理论，可以求得生产井井壁处的产量，用工程单位制，相应的变形介质特低渗油藏单井产量公式[18]为：

式中，Ki——初始渗透率，μm2；h——油层厚度，m；αK——介质变形系数，1/Pa；μ——原油黏度，Pa·s；pi——初始时刻油藏压力，Pa；pw——油藏压力，Pa；G——启动压力梯度，Pa/m；re——油藏边界，m；rw——井筒半径，m。

当油井位于能够稳定供液的最大半径之外(也就是超出了压力波及范围)，产量就会降低，会出现新的平衡。可根据不同的注采压差、不同的渗透率、不同的期望产量确定不同的合理井距。

1.2 启动压力梯度确定

本次研究依据长庆油田特低渗透油藏启动压力梯度-渗透率回归公式，得到启动压力梯度。

影响单相启动压力梯度的主要因素是孔隙介质、流体性质。一般来讲，孔喉比越大、渗透率越低，孔隙介质的启动压力梯度越大；流体黏度越大，则拟启动的压力梯度也会越大。

(1)国内低渗透油层流体启动压力梯度测定结果。根据特低渗透岩心的启动压力梯度室内实验测试分析结果[1]，可得启动压力梯度与岩心渗透率的指数关系式：

λ=0.0608K-1.1522

取本区平均渗透率0.96×10-3μm2(实测渗透率)，可计算出启动压力梯度为0.61 MPa/m。

(2)变形系数确定。研究区属于特低渗油藏，根据岩心实验分析认为，地层渗透率随压力变化较为敏感。从岩心压敏实验(图1)可以看出：在初始阶段渗透率随有效覆压的变化比较明显，并且渗透率越小的岩心，在初始阶段，随有效上覆压力的增加，渗透率降低得越快，即渗透率低的岩心具有较强的压力敏感性。经岩心渗透率与有效应力实验数据回归可得该区的介质变形系数平均为0.014/MPa。

图1 冯222井岩心有效覆压与气测渗透率关系

1.3 合理注采井距图版

根据目前生产情况，把生产压差定为3.5 MPa，计算参数如表1。

表1 研究区计算参数

由于注采井距受储层渗透率、注采压差和预期产量等因素共同影响，一个图版很难将综合作用包括在内。参考长庆低渗透油田的相关研究(图2、图3)，可以看出，渗透率一定时，采油强度越大(预期产量越高)，合理井距就越小；而在相同采油强度下，渗透率越大，对应的注采井距则可以相应增大。结合研究区生产实际，以及储层、油层特点，同时，考虑天然裂缝和人工裂缝的作用，合理注采井距应该为350～400 m，排距100～150 m。

图2 不同渗透率级别对应合理注采井距图版

2 井网形式

低渗透油田的开发一般采用面积注水方式。为了优选面积注水井网方式，童宪章院士在“从注采平衡角度出发比较不同面积注水的特征和适应性”一文中进行了专题研究，推导出了在注采平衡、总井数最少的条件下，最优井网系数和吸水指数与采液指数的比值关系为：

图3 不同采油强度对应合理注采井距图版

式中：m——吸水指数与采液指数的比值；n——井网系数，单元内的总井数。

根据鄂尔多斯盆地同类型油藏的注水开发实践，采用反九点面积注采井网，既能保持较高的地层压力水平、油井见效程度高，又保持了较高的采注比，另外，这种井网有利于中后期注采井网调整。因此，研究区采用菱形反九点面积注采井网。

对于三叠系长6特低渗透油藏，既要考虑单井控制储量及整个油田开发的经济合理性，井网不能太密；也要考虑到注、采井之间压力的传递，注、采井之间距离不宜过大；同时，也要兼顾可以延缓方向性水窜和水淹时间。

3 井排方向

3.1 裂缝特征

3.1.1 天然裂缝

有关研究表明，在燕山期和喜马拉雅期的挤压运动中，鄂尔多斯盆地形成了共轭剪切缝，方向为东西-南北向和北西-北东向。通过参考前人裂缝研究成果及区内油层改造时破裂压力变化，初步分析本区裂缝分布状况。

根据本区裂缝研究成果，蟠龙地区裂缝发育最主要方向为北东、北北东与南北方向。

裂缝间距1～2 cm，间距相对较小，裂缝发育密度较大，平均裂缝密度为0.063 条/m，属裂缝比较发育区域。裂缝中含油现象不普遍，表明裂缝在地层条件下，不是主要的有效储集空间和渗流通道 ，但在压裂后可能成为油水运移有效通道。

在蟠龙油田，微裂缝开度在10 ～ 20 μm范围，既可以作为石油和天然气的流动通道，也可以作为油气的储存空间，是有效裂缝。

3.1.2 人工裂缝

通过长庆油田在沿河湾地区各种试验，认为该地区主要人工裂缝方位(即最大主应力方位)在NE75°左右；同时，根据安塞油田坪桥、王窑等地区油田开发动态，油井高含水方向即水线方向基本为北东方向。

3.2 井排方向的确定

根据以上相关研究，可以得出结论：本区发育北东方向与东西方向两组裂缝。

在确定井排方向的过程中，充分考虑了两组裂缝的存在，并兼顾目前井网的实际情况，确定NE66°～NE75°为井排方向。

在压裂过程中，需要特别注意防止沟通天然裂缝，造成无效注水。确定压裂规模时，要充分考虑裂缝长度与井距匹配，尽可能增大裂缝长度以提高单井产能，但裂缝长度不可过大，以免造成水窜。根据同类油田开发经验，裂缝长度以不超过注采井距的三分之一为宜。

4 井网密度分析

4.1 合理与极限井网密度

经济效益最大时对应井网密为合理井网密度，当经济效益为零时的井网密度即为了极限井网密度。而实际的井网密度应介于两者之间，并以靠近合理井网密度为宜。

根据研究区地质特点，采用“加三分差”的方法(李道品推荐)[1]，计算得到研究区实际井网密度为16口/km2。

4.2 满足最终采收率的井网密度

北京石油勘探开发研究院根据我国144个油田或开发单元的实际资料，按流度统计出最终采收率与井网密度的经验公式。当流度小于5时，最终采收率与井网密度的经验公式如下：

ER=0.4015e-0.10148s

研究区目的层渗透率取0.96×10-3μm2，地层原油黏度4.5mPa·s，流度为0.21×10-3μm2/(mPa·s)。据此，相应的井网密度为19口/km2。

4.3 满足单井控制可采储量下限的井网密度

以单位含油面积进行计算，井网密度与单井控制可采储量关系如下：

aER=sNknim

式中：Nknim——单井控制可采储量，104t/口；ER——采收率，%；a——储量丰度，104t/km2；s——井网密度，口/km2。

研究区长6油藏储量丰度为31.22×104t /km2，单井控制可采储量取0.17×104t/口，对应的井网密度为28口/km2。

据前面计算，结合低渗透油田的实际情况，油田的实际井网密度应该介于合理井网密度与极限井网密度之间，因此井网密度取值25口/km2左右。

5 结论

(1)根据研究区生产储层特点，同时，考虑天然裂缝和人工裂缝的作用，确定合理注采井距为350～400 m，排距100～150 m。

(2)相对于矩形井网，菱形反九点井网既能保持较高的地层压力水平、油井见效程度高，又保持了较高的采注比，同时有利于中后期注采井网调整。因此，长6油藏采用菱形反九点面积注采井网。

(3)充分考虑北东方向与东西方向两组裂缝的存在，并兼顾目前井网的实际情况，确定NE66°～NE75°为井排方向。

(4)综合考虑了合理井网密度、极限井网密度、最终采收率和单井控制可采储量，结合低渗透油田的实际情况，油田的实际井网密度应该为25口/km2左右。

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编辑：李金华

1673-8217(2015)04-0090-04

2015-01-30

李爱荣，讲师，在读博士，1976年生，1999年毕业于中国石油大学(北京)石油与天然气综合勘探专业，2006年毕业于中国石油大学(北京)矿产普查与勘探专业，现主要从事油藏描述、油气田地质与开发的教学和研究工作。

国家自然科学基金(41102083)资助。

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