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摘要：特低渗透油藏受特殊的成藏条件、沉积环境影响，具有储层孔隙结构复杂，油藏渗透率低，储层非均质严重等特点，因此如何合理部署开发井网开好这类油藏尤为重要。本文采用数值模拟方法，对特低渗透油藏井网设计进行优化，为同类型油田的开发提供参考依据。
关键词：特低渗透油藏；井网优化；数值模型
【分类号】：TE319
随着石油工业的迅速发展及对石油资源的消耗急剧增长，我国陆上大部分主力油田目前大都已进入中后期开发阶段，在近些年来我国新发现的探明石油地质储量中，低渗透油田储量所占的比例越来越大，而其中特低渗透油田的储量占国内低渗透总储量的50%左右[1]，可见特低渗透油田的开发将是今后相当一个时期内增储上产的主要资源基础，但目前大部分探明的低渗透油田仍处于未开发阶段。因此经济有效地开发好特低渗透油藏，对我国石油工业持续稳定发展意义十分重大，而合理部署开发井网是关键。针对特低渗透油藏储层的地质特点，结合储层压裂技术和井网协调配伍，应用数值模拟方法对特低渗透油藏的井网形式进行研究。本文以A油田B区块为例，研究特低渗透油藏合理开发井网形式。
1、油藏地质概况
A油田B区块储层主要发育扇三角洲外前缘水下分流河道和河口坝沉积，岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩互层为主。油藏含油层系多，单层厚度较薄，平均有效厚度为0.9m，单井平均厚度5.6m。根据岩心物性资料统计，平均有效孔隙度16.9%，平均空气渗透率3.7mD，为低孔特低渗透储层，油藏物性较差。油水分布受岩性和构造的双重控制，油藏类型为岩性-构造油藏。
该区块于2007年开始开发，初期投产5口油井，压裂改造后一直利用天然能量开发，投产初期平均日产油量2.2t，平均采油强度2.6t/d·m，平均流压2.6MPa，目前平均日产油量0.7t，平均流压1.2MPa，累计产油1.1×104t，累计产水2707m3。
因为该区块一直利用天然能量开发且时间较长，虽然供液能力稳定，但产量递减较快，地下能量亏空严重，应及时进行注水补充能量。为了完善注采井网，增大砂体动用程度，动用未动用储量，合理有效的开发好该区块，在原井网的基础上，对该区块的井网重新进行部署优化。
2、油藏地质建模及数值模拟研究
在地质精细油藏描述的基础上，采用petrel建模软件建立三维精细地质模型[2]。根据造解释成果进行断层建模，在完成断层建模的基础上，通过层面和断层的控制，在构造框架下设计建立三维网格，本次研究根据工区面积、地层厚度以及开发井网平均井距的大小，采用油藏地质建模粗化后的网格系统，确定平面网格步长为60×60m，模型平面划分32×50=160个，纵向上将地层按油组划分为35层，主力油层16-31层，模型网格总数32×50×35=56000个，活动网格10565个。
油藏地质模型建立后，对该区块进行历史拟合。拟合指标包括全区储量、产油量、含水及单井产油量、含水等参数。通过综合利用各种动静态数据，修改不确定参数，使模型更接近于油藏实际模型。本次历史拟合采用从整体到局部逐步细化的方法。在拟合中，充分考虑了相带的特点和变化，即不同的沉积相具有不同的含水上升规律，同时在参数调整方面充分考虑了约束性、整体性、局部性和变化性，考虑到油藏成因的复杂性和各向异性及所用资料的局部性，结合动态变化，主要对渗透率、相渗曲线进行调整。在单井拟合方面考虑了投产顺序、井间干扰，以求得较准确的描述地下油水分布规律。基于拟合的油藏数值模型，可以设计多套方案来模拟油藏开发效果，优选出最佳设计开发方案。
3、井网优化设计
3.1、井排方向
该区块的岩心观察没有发现明显的裂缝，天然裂缝不发育，尽管裂缝不发育，但应考虑压裂可能形成的人工裂缝。对于储层渗透率方向性油藏，井网系统面积波及系数越大，驱替效率越高，因此井排方向应平行渗透率优势方向，确定井排方向与最大主应力方向平行，即井排方向平行于压裂后形成的人工裂缝。根据该区块人工裂缝方位监测结果，井排方向应为北东向。
3.2、井距与排拒
合理的井网密度直接关系到井网对油藏的水驱控制程度、水驱采收率及采油速度，针对该区块储层发育特征，主要是考虑井网对砂体控制程度，井网形式应适应砂体的走向和分布，能较高程度地控制储量。该区块原井网采用270m井距正方形井网，从目前的储层条件下来看，井距偏大，应在以完钻井组内进行局部加密。利用油藏工程[3]和数值模拟方法相结合，对该区块的经济极限井距、技术井距进行研究，最终确定该区块合理开发井距为300m，局部地区可适当调整。排拒根据大庆外围油田开发经验，确定排拒为135m。
3.3、合理注采井网设计
不同地质条件的油藏井网设计形式不同，合理的井网形式可以尽大限度的提高油藏的采收率和采油速度，而对于低渗透油藏，由于储层物性差，一般需要压裂改造才能具有工业价值，从目前低渗透油田的开发实践中，井网形式倾向于矩形压裂井网，压裂形成人工裂缝，矩形压裂井网采用平行压裂方向、大井距、小排距的线性注水方式，是适应裂缝性低渗透油藏开发的最优井网形式，对于特低渗透油藏也适用于这种开发井网。
针对本区块油藏地质特征，考虑注采关系及油藏整体动用情况，在原井网基础上，设计了三套开发井网进行数值模拟优选：
方案一：转注原井网1口老井，并按照原井网270m正方形井网外扩，同时设计注水井，形成正方形270m反九点法注采井网，设计油井14口，水井3口；
方案二：对已完钻井组进行内部加密，内部井距为190m，转注3口老井，同时采用300×135m井网进行外扩，面积点状注水，设计油井20口，水井9口；
方案三：在方案二的基础上，增加一口水平井代替3口直井，并考虑水平井与周围直井的注采关系，设计油井18口，水井9口。
利用数值模拟方法进行对比研究，从模拟结果来看（图1、图2），方案三开发效果要好于方案一和方案二。从含水与采出程度关系曲线来看，方案一在开发初期相同含水条件下采出程度高，但开发后期采出程度低，原因是方案一为正方形反九点井网，对砂体控制程度低，油水井数少，整体采出程度低，十年末采出程度10.4%；方案二采用矩形井网，十年末采出程度15.0%；方案三在方案二的基础上，减少直井井数，增加水平井，能达到少井多产的目的，十年末采出程度16.0%；因此，方案三的开发效果最好。
从该区块井网部署结果来看，采用直井+水平井联合开发的矩形压裂井网开发效果最好，因此，对于同类型的特低渗透油藏可以根据储层的构造和地质特征，采用直井+水平井联合开发的布井模式。
4、结论与建议
（1）对于特低渗透油藏，大井距、小排拒的矩形压裂井网要好于正方形反九点井网，整体采出程度高；
（2）压裂井网井排方向沿人工裂缝方向线状注水更适合特低渗透油藏的特性，既可以对油井和注水井进行大型压裂，提高单井产能和注水波及体积，又能防止油井暴性水淹；
（3）对于适合打水平井的特低渗透油藏，可以采用直井+水平井联合布井方式进行开发，以达到少井多产的目的，尽快的提高采油速度。
参考文献
[1] 杨思玉 宋新民.特低渗透油藏井网型式数值模拟研究[J]，石油勘探与开发，2001，28（6）：64-67.
[2] 时晓燕.Peterl软件在精细地质建模中的应用[J]，新疆石油地质，2007，28（6）：773-774.
[3] 李传亮.油藏工程原理[M].北京：石油工业出版社，2005.
作者简介：郭盼 女 1986年6月21日出生，籍贯四川邛崃，2008年毕业于西南石油大学石油工程，现任大庆油田有限责任公司第五采油厂地质大队动态室管区 。
关键词：特低渗透油藏；井网优化；数值模型
【分类号】：TE319
随着石油工业的迅速发展及对石油资源的消耗急剧增长，我国陆上大部分主力油田目前大都已进入中后期开发阶段，在近些年来我国新发现的探明石油地质储量中，低渗透油田储量所占的比例越来越大，而其中特低渗透油田的储量占国内低渗透总储量的50%左右[1]，可见特低渗透油田的开发将是今后相当一个时期内增储上产的主要资源基础，但目前大部分探明的低渗透油田仍处于未开发阶段。因此经济有效地开发好特低渗透油藏，对我国石油工业持续稳定发展意义十分重大，而合理部署开发井网是关键。针对特低渗透油藏储层的地质特点，结合储层压裂技术和井网协调配伍，应用数值模拟方法对特低渗透油藏的井网形式进行研究。本文以A油田B区块为例，研究特低渗透油藏合理开发井网形式。
1、油藏地质概况
A油田B区块储层主要发育扇三角洲外前缘水下分流河道和河口坝沉积，岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩互层为主。油藏含油层系多，单层厚度较薄，平均有效厚度为0.9m，单井平均厚度5.6m。根据岩心物性资料统计，平均有效孔隙度16.9%，平均空气渗透率3.7mD，为低孔特低渗透储层，油藏物性较差。油水分布受岩性和构造的双重控制，油藏类型为岩性-构造油藏。
该区块于2007年开始开发，初期投产5口油井，压裂改造后一直利用天然能量开发，投产初期平均日产油量2.2t，平均采油强度2.6t/d·m，平均流压2.6MPa，目前平均日产油量0.7t，平均流压1.2MPa，累计产油1.1×104t，累计产水2707m3。
因为该区块一直利用天然能量开发且时间较长，虽然供液能力稳定，但产量递减较快，地下能量亏空严重，应及时进行注水补充能量。为了完善注采井网，增大砂体动用程度，动用未动用储量，合理有效的开发好该区块，在原井网的基础上，对该区块的井网重新进行部署优化。
2、油藏地质建模及数值模拟研究
在地质精细油藏描述的基础上，采用petrel建模软件建立三维精细地质模型[2]。根据造解释成果进行断层建模，在完成断层建模的基础上，通过层面和断层的控制，在构造框架下设计建立三维网格，本次研究根据工区面积、地层厚度以及开发井网平均井距的大小，采用油藏地质建模粗化后的网格系统，确定平面网格步长为60×60m，模型平面划分32×50=160个，纵向上将地层按油组划分为35层，主力油层16-31层，模型网格总数32×50×35=56000个，活动网格10565个。
油藏地质模型建立后，对该区块进行历史拟合。拟合指标包括全区储量、产油量、含水及单井产油量、含水等参数。通过综合利用各种动静态数据，修改不确定参数，使模型更接近于油藏实际模型。本次历史拟合采用从整体到局部逐步细化的方法。在拟合中，充分考虑了相带的特点和变化，即不同的沉积相具有不同的含水上升规律，同时在参数调整方面充分考虑了约束性、整体性、局部性和变化性，考虑到油藏成因的复杂性和各向异性及所用资料的局部性，结合动态变化，主要对渗透率、相渗曲线进行调整。在单井拟合方面考虑了投产顺序、井间干扰，以求得较准确的描述地下油水分布规律。基于拟合的油藏数值模型，可以设计多套方案来模拟油藏开发效果，优选出最佳设计开发方案。
3、井网优化设计
3.1、井排方向
该区块的岩心观察没有发现明显的裂缝，天然裂缝不发育，尽管裂缝不发育，但应考虑压裂可能形成的人工裂缝。对于储层渗透率方向性油藏，井网系统面积波及系数越大，驱替效率越高，因此井排方向应平行渗透率优势方向，确定井排方向与最大主应力方向平行，即井排方向平行于压裂后形成的人工裂缝。根据该区块人工裂缝方位监测结果，井排方向应为北东向。
3.2、井距与排拒
合理的井网密度直接关系到井网对油藏的水驱控制程度、水驱采收率及采油速度，针对该区块储层发育特征，主要是考虑井网对砂体控制程度，井网形式应适应砂体的走向和分布，能较高程度地控制储量。该区块原井网采用270m井距正方形井网，从目前的储层条件下来看，井距偏大，应在以完钻井组内进行局部加密。利用油藏工程[3]和数值模拟方法相结合，对该区块的经济极限井距、技术井距进行研究，最终确定该区块合理开发井距为300m，局部地区可适当调整。排拒根据大庆外围油田开发经验，确定排拒为135m。
3.3、合理注采井网设计
不同地质条件的油藏井网设计形式不同，合理的井网形式可以尽大限度的提高油藏的采收率和采油速度，而对于低渗透油藏，由于储层物性差，一般需要压裂改造才能具有工业价值，从目前低渗透油田的开发实践中，井网形式倾向于矩形压裂井网，压裂形成人工裂缝，矩形压裂井网采用平行压裂方向、大井距、小排距的线性注水方式，是适应裂缝性低渗透油藏开发的最优井网形式，对于特低渗透油藏也适用于这种开发井网。
针对本区块油藏地质特征，考虑注采关系及油藏整体动用情况，在原井网基础上，设计了三套开发井网进行数值模拟优选：
方案一：转注原井网1口老井，并按照原井网270m正方形井网外扩，同时设计注水井，形成正方形270m反九点法注采井网，设计油井14口，水井3口；
方案二：对已完钻井组进行内部加密，内部井距为190m，转注3口老井，同时采用300×135m井网进行外扩，面积点状注水，设计油井20口，水井9口；
方案三：在方案二的基础上，增加一口水平井代替3口直井，并考虑水平井与周围直井的注采关系，设计油井18口，水井9口。
利用数值模拟方法进行对比研究，从模拟结果来看（图1、图2），方案三开发效果要好于方案一和方案二。从含水与采出程度关系曲线来看，方案一在开发初期相同含水条件下采出程度高，但开发后期采出程度低，原因是方案一为正方形反九点井网，对砂体控制程度低，油水井数少，整体采出程度低，十年末采出程度10.4%；方案二采用矩形井网，十年末采出程度15.0%；方案三在方案二的基础上，减少直井井数，增加水平井，能达到少井多产的目的，十年末采出程度16.0%；因此，方案三的开发效果最好。
从该区块井网部署结果来看，采用直井+水平井联合开发的矩形压裂井网开发效果最好，因此，对于同类型的特低渗透油藏可以根据储层的构造和地质特征，采用直井+水平井联合开发的布井模式。
4、结论与建议
（1）对于特低渗透油藏，大井距、小排拒的矩形压裂井网要好于正方形反九点井网，整体采出程度高；
（2）压裂井网井排方向沿人工裂缝方向线状注水更适合特低渗透油藏的特性，既可以对油井和注水井进行大型压裂，提高单井产能和注水波及体积，又能防止油井暴性水淹；
（3）对于适合打水平井的特低渗透油藏，可以采用直井+水平井联合布井方式进行开发，以达到少井多产的目的，尽快的提高采油速度。
参考文献
[1] 杨思玉 宋新民.特低渗透油藏井网型式数值模拟研究[J]，石油勘探与开发，2001，28（6）：64-67.
[2] 时晓燕.Peterl软件在精细地质建模中的应用[J]，新疆石油地质，2007，28（6）：773-774.
[3] 李传亮.油藏工程原理[M].北京：石油工业出版社，2005.
作者简介：郭盼 女 1986年6月21日出生，籍贯四川邛崃，2008年毕业于西南石油大学石油工程，现任大庆油田有限责任公司第五采油厂地质大队动态室管区 。