安塞油田长6特低渗油藏二次加密井网研究

安明胜 （中石油长庆油田分公司油田开发处，陕西 西安 710021）

陈其河 （中石油大庆油田分公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

刘超，张天杰 （中石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西 延安 716009）

张斌 （中石油长庆油田分公司第九采油厂，陕西 吴起 717600）

安塞油田位于鄂尔多斯盆地中部，主要开采层位为三叠系延长组长6油层组，以内陆淡水湖泊三角洲沉积为主，是典型的岩性油藏［1］。油层平均埋深1000～1500m，物性差，有效孔隙度11%～15%，平均有效渗透率0.49mD，原始地层压力8.1～10.0MPa。

安塞油田1989年开始大规模注水开发，至今已开发20余年，综合含水率54.1%，已进入中高含水期。油田基础井网井距约300m，剩余油富集，整体加密调整具有较大潜力。井网加密调整是油田进入开发中后期改善开发效果的重要措施［2］，是动用剩余油和提高采收率的最直接有效手段。安塞油田自1996年开始进行一次加密调整，截至2012年12月，已实施一次加密调整井791口，取得了较好的效果。在此基础上，研究二次加密井网对未来的油田开发政策调整具有重要的指导意义。

1 缝网匹配

1.1 天然裂缝与人工裂缝特征

安塞油田长6油层组中发育天然微裂缝，主要方向为近东西向和近南北向，次为北东向、北西向，裂缝面均直立。根据取心井岩心观察，有1/3的井见到天然微裂缝。密度通常为5条/m，最高时达到10～20条/m；在大于2m的厚层块状砂岩中明显减小，一般小于1条/m。在原始地层压力条件下，上述微裂缝一般呈闭合状态，对初期渗流影响不大。

安塞油田为典型的低渗、低压、低产油藏，油井自然产能极低，油井初产仅0.3～0.5t/d。故常规钻井、试油一般无自然产能，均须经压裂改造方可获得工业油流。压裂时，一般加砂量20～40m3，单井产量可大幅提高，投产后初期单井产量基本能达到2～4t/d。油层经压裂改造后，会形成人工裂缝，人工裂缝一般为垂直缝，单翼缝长100m左右，延伸方向以北东向为主，平均为北东向68.9°。而且经压裂改造及注水补充能量开发后，部分微裂缝开启，微裂缝与人工裂缝交错形成复杂的裂缝网络系统，这些天然裂缝和人工裂缝对油田开发起到重要影响。一方面压裂缝、微裂缝与孔隙的良好搭配改善了储层渗流条件，提高了吸水能力，有利于注水开发；另一方面加剧了储层非均质性和注水开发的矛盾，增加了油田开发的难度。特别是经过压裂及注水开发，局部井区注水压力超过裂缝开启压力，易沿人工裂缝主向形成裂缝水窜，形成条状水线，造成主向油井水淹、侧向油井见效程度低。

1.2 基础开发井网优化

随着对裂缝规律认识的深入，不断优化安塞油田井网与裂缝的匹配关系，以期最大地发挥油藏潜力，这种关系的变化引起不同井网针对不同油藏的适应性的变化。

早期采用的井网形式以正方形反九点井网 （图1）为主，油水井比例为3∶1，井距300m、排距300m，井排方向与裂缝方向平行。这种井网的开发特点是裂缝侧向油井见效缓慢，主向油井含水快速上升甚至水淹。安塞油田杏河区1993年采取正方形反九点井网开发，井网密度11.0口/km2，油井总数为165口，其中主向油井有64口，主向油井含水率上升很快，综合含水率由最初的2%上升至目前的56%。全区水淹32口，水淹比例19.4%，水淹比例较高，随后对这部分水淹井陆续转注，形成沿裂缝注水开发模式。

从井网和裂缝匹配关系分析，正方形反九点井网匹配性较差，易造成主向油井快速水淹。根据这一特点，对井网进行了优化。安塞油田塞160区1999年采用了菱形反九点井网 （图2）开发，油水井比例为3∶1，拉长对角线，加大井距至450m，缩小排距至160m，延长主向油井见水时间，缩短侧向油井见效时间，井网与裂缝匹配性有所提升。塞160区井网密度11.0口/km2，油井总数为311口，其中主向油井有94口，主向油井含水率上升较快，综合含水率由最初的38.3%上升至目前的62.4%。全区水淹53口，水淹比例17.0%，水淹比例较正方形井网有所下降，随后对这部分水淹井陆续转注，形成沿裂缝注水开发模式。

虽然菱形反九点井网与裂缝的匹配性较好，但仍然不可避免地造成主向油井水淹。于是继续对井网进行优化。安塞油田塞130区2002年采用了矩形井网 （图3）开发，油水井比例为2∶1，进一步加大井距至520m，缩小排距至120m，裂缝主向没有油井直接受效。这种井网大幅减少了油井水淹比例，提高了压力梯度，增长了油井稳产期。塞130区井网密度11.6口/km2，油井总数为216口，总体开发动态平稳，含水率上升缓慢，已注水11年，综合含水率一直保持在35%以下。全区水淹12口，水淹比例5.5%，水淹比例较正方形、菱形井网大幅下降，开发效果最好。

图1 正方形反九点井网

图2 菱形反九点井网

图3 矩形井网

矩形井网的开发效果好于正方形井网和菱形井网，说明裂缝发育的特低渗透油藏更适合采用小排距的沿裂缝注水或排状注水方式，因此后期一次、二次加密时应把原基础井网逐步调整为沿裂缝注水或排状注水井网。

1.3 剩余油分布特征

剩余油是加密调整的物质基础［3］，剩余油的分布特征决定着加密井网的方式。安塞油田裂缝发育，裂缝对剩余油分布具有决定性影响。受裂缝的影响，注入水主要沿裂缝方向突进，造成主向井水淹，而侧向因水驱程度低，剩余油丰富，多呈条带状分布。因此，在裂缝侧向部署加密井，能最大限度动用剩余油，提高采收率。

2 一次加密井网

安塞油田自1996年开始进行局部加密调整，2010～2011年开展了大面积整体一次加密调整。主要针对正方形反九点井网、菱形反九点井网、矩形井网采取了3种加密方式，加密井部署原则是避开裂缝主向，在侧向加密，同时择机转注主向油井，一次加密方式由常规井网向沿裂缝注水井网转变。共实施一次加密调整井791口，初期平均单井日产液4.64m3、日产油2.33t、综合含水率40.3%，累计产油160.8×104t。

2.1 正方形反九点井网一次加密方式

正方形反九点基础井网井排方向与裂缝方向平行，裂缝发育造成主向油井水淹，侧向油井见效程度低。这类区域一次加密采用缩小排距加密方式，将高含水率的主向油井转注，中低含水率的主向油井继续生产，加密后井距300m不变，排距由300m缩小为150m，形成2排注水井＋3排油井的新井网 （图4），油水井比例仍为3∶1不变。

2.2 菱形反九点井网一次加密方式

菱形反九点基础井网井排方向与裂缝方向平行，这类区域一次加密采用油井间缩小井距加密方式，将高含水率的主向油井转注，中低含水率的主向油井继续生产，侧向油井间加密1口，加密后排距160m不变，井距由450m缩小为225m，形成1排注水井＋1排油井的新井网 （图5），油水井比例变为2∶1。

2.3 矩形井网一次加密方式

矩形基础井网井排方向与裂缝方向平行，这类区域一次加密采用油井间缩小井距加密方式，油井间加密1口，加密后排距120m不变，井距由520m缩小为260m，形成1排注水井＋1排油井的新井网（图6），油水井比例变为4∶1。

总体来看，3种基础井网经过一次调整，都由常规井网向沿裂缝注水井网转变，都达到了裂缝与井网的合理匹配，取得了较好的效果。

图4 正方形反九点井网一次加密

图5 菱形反九点井网一次加密

图6 矩形井网一次加密

3 二次加密井网设计

安塞油田王窑、杏河、塞160等区块一次加密已基本结束，要保持油藏的持续稳产，后期还需进行二次加密。二次加密井网需考虑注采系统的平衡，继续在裂缝侧向加密，所有主向油井全部转注，同时实施加密注水井，强化排状注水井网［4～9］。需要注意的是，二次加密时，原基础井网的侧向油井不可以转注，否则部分侧向油井会在5～10年内水淹，损失较大。总体来看，二次加密由沿裂缝注水井网完全转变为排状注水井网。

3.1 正方形反九点井网二次加密方式

正方形反九点基础井网侧向井排距离注水井排300m，一次加密井排距离注水井排150m，可见基础井网侧向井排的水洗程度普遍会比一次加密井排的低，基础井网侧向井排的剩余油普遍会比一次加密井排的高。因此，二次加密采用侧向井排油井间加密方式，在基础井网两口侧向井排中间再加密一口井，加密后井距由300m缩小为150m。同时，强化注采系统，在原注水井排加密注水井，仍然形成2排注水井＋3排油井的注采井网 （图7），油水井比例变为2∶1。

3.2 菱形反九点井网二次加密方式

菱形反九点井网一次加密时形成了1排注水井＋1排油井的注采井网，二次加密时继续在油井排进行加密，加密后井距由225m缩小为112.5m，仍然形成1排注水井＋1排油井的注采井网 （图8），油水井比例变为4∶1。

3.3 矩形井网二次加密方式

矩形井网一次加密时形成了1排注水井＋1排油井的注采井网，二次加密时继续在油井排进行加密，加密后井距由260m缩小为130m，仍然形成1排注水井＋1排油井的注采井网 （图9）。同时，强化注采系统，在原注水井排加密注水井，油水井比例为4∶1。

图7 正方形反九点井网二次加密

图8 菱形反九点井网二次加密

图9 矩形井网二次加密

4 结论与认识

1）安塞特低渗油田裂缝发育，裂缝与井网的匹配对于基础井网的开发效果和加密的实施效果至关重要。基础井网排距为120～300m、井距为300～520m，矩形井网的开发效果最好，其次为菱形反九点井网，再次为正方形反九点井网。这说明安塞特低渗油田更适合采用小排距的沿裂缝注水或排状注水井网。

2）根据基础井网的开发效果分析，针对3种基础井网，一次加密采取了不同的加密方式。正方形反九点井网采取缩小井排距加密方式、菱形反九点井网和矩形井网采取油井间缩小井距加密方式，同时转注裂缝主向油井。一次加密后，排距为120～160m、井距为225～300m，均采取小排距的沿裂缝注水井网，均取得了较好的效果。

3）油藏一次加密后，井距仍然具有进一步缩小的空间，二次加密采取油井间缩小井距加密方式，排距为120～160m、井距为112.5～150m，同时在原水井排加密注水井，强化注采系统，原基础井网完全转变为小排距、小井距的排状注水井网。

［1］王元基 .高含水储层剩余油分布研究技术文集 ［M］.北京：石油工业出版社，2009.

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［6］马立文，钟显彪，关云东，等 .扶余裂缝性低渗透砂岩油田二次加密调整实践 ［J］.低渗透油气田，1999，4（4）：31～35.

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［编辑］ 帅群