低渗透裂缝性油田井网优化数值模拟研究——以两井油田为例

低渗透油田开发与裂缝密切相关，因此井网部署是否合理是低渗透油田开发成败的关键，利用数值模拟手段对吉林两井超低渗透油田让11试验区裂缝性超低渗透油藏的菱形井网和矩形井网进行了井网模式和井排距优化研究，这一研究成果为我国超低渗透油田采用合理的井网进行有效开发提供了借鉴。     

双河油田三叠系开发井网数值模拟与确定

双河油田三叠系属于低压低渗油藏,该油藏的物性差、产能低、并且具有天然裂缝和人工裂缝,这都制约了该油田的高效开发,科学合理的井网部署是解决这一问题的关键。为此,文章综合考虑了双河油田基质渗透率和压裂后裂缝渗透率之间的渗透率级差和各向异性,采用了三维三相黑油模型,数值模拟计算了两种采油速度下三种井网方案的开发指标。比较了采油速度、地层压力、综合含水率和采出程度等指标,确定了双河油田低渗透储层合理开发的井网为井网Ⅰ。     

低渗透油田开发注采井网系统设计探讨

对比研究了低渗透率砂岩油田开发的合理井网及其产能的影响因素。裂缝的存在大大加剧了低渗透率油藏中渗透率分布的方向性,在对比分析了不同井网的特点及数值模拟结果后,提出菱形反九点井网是低渗透率油田开发中的相对合理井网。菱形反九点井网中,储集层渗透率与合理排距／井距值关系密切,渗透率越低,合理排距／井距值越小,对渗透率较大的油藏,排距／井距值约为1：2。影响菱形反九点井网开发效果的因素有：采油井和注水井的压裂状况、注水井和采油井的压裂规模、油层的韵律性、平面渗透率比值及角井的转注时机。图4表1参5（郭海莉摘）     

整体压裂井网与裂缝优化设计新方法

建立了既适用于常规低渗透油藏也适用于复杂断块低渗透油藏的压裂井网和裂缝优化模型,以压裂井对油藏的波及系数最大、死油区最小为目标,充分考虑压裂裂缝与井网的优化匹配,结合油藏数值模拟的方法,通过选取采出程度较高、平均单井产油量较高、油藏综合含水率较低的井网部署方案来达到对压裂井参数的优化,从而获得适合油藏实际情况的井网类型和裂缝参数的最佳组合方案。在此基础上系统研究了地层最大水平主应力方向和单井椭圆泄油区域对低渗透油藏井网部署的影响。首次对复杂断块低渗透油藏不规则井网的部署以及整体压裂开发方案的设计进行了研究,进一步完善了低渗透油藏整体压裂开发方案的设计理论。该方法应用于大庆油田和渤海某油田试验区整体压裂开发方案的设计中,取得了较好的生产效益。     

裂缝性油田合理开发井网的数值模拟研究

采用黑油模型，对于存在微裂缝的低渗透油田进行合理井网形式的数值模拟研究，探讨了方向渗透率比值与合理的井排距比值之间的定量关系，对不同的方向渗透率比值，给出了最优的井网形式，在优选井网的基础上，考虑了整体压裂措施中最佳裂缝半长的选取。     

渗透率各向异性的低渗透油藏开发井网研究

低渗透油藏常常通过压裂改造获得工业开发价值,而压裂所产生的水力裂缝的存在,使得低渗透油藏的整个开发过程展现具有与常规油藏开发不同的特点.低渗层常发育隐含或张开的天然裂缝,使渗透率存在明显的方向性而导致注水、采油过程中出现严重非均质性.因此,低渗透油藏的开发井网的设置应考虑水力裂缝和渗透率各向异性的影响并与之优化匹配.本文模拟研究了低渗透油田开发常用的反九点井网和不常用的变形反九点及矩形井网,研究表明在裂缝方位认识比较清楚的情况下,矩形井网将获得较高的采收率和经济效益.     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。      

渗透率各向异性的低渗透油藏开发井网研究

低渗透油藏常常通过压裂改造获得工业开发价值,而压裂所产生的水力裂缝的存在,使得低渗透油藏的整个开发过程展现具有与常规油藏开发不同的特点.低渗层常发育隐含或张开的天然裂缝,使渗透率存在明显的方向性而导致注水、采油过程中出现严重非均质性.因此,低渗透油藏的开发井网的设置应考虑水力裂缝和渗透率各向异性的影响并与之优化匹配.本文模拟研究了低渗透油田开发常用的反九点井网和不常用的变形反九点及矩形井网,研究表明:在裂缝方位认识比较清楚的情况下,矩形井网将获得较高的采收率和经济效益.     

低渗透断块油藏合理注采井距研究

低渗透断块油藏储量丰度小,渗透率较低,存在启动压力梯度,很难建立有效的驱替压差,而且含油面积小、形状复杂,很多属于典型的窄条状油藏,难以形成规则的注水井网,后期井网调整困难,需要一次布井成功,所以注采井距一定要选取合理.采用油藏实际岩心,通过物理模拟实验,得到了低渗透油藏的启动压力参数;利用实验结果,通过理论分析和数值模拟计算,重点研究了启动压力梯度和储层条件等对有效井距、合理井距和井网形式的影响.提出了首先将物理模拟实验、油藏工程理论推导和数值模拟计算相结合,计算得到低渗透断块油藏的合理注采井距,然后在此基础上进行合理井网部署的方法.研究结果应用于油田实际区块的井网部署中,取得了较好的开发效果,与同类油藏相比采收率可提高1.86％ ～ 2.6％.     

低渗透油田注水井压裂数值模拟研究

在改进的黑油模型基础上,建立了一种油、水两相三维油藏裂缝数值模型,可以对垂直裂缝油藏不同井网条件下注水井压裂效果进行数值模拟.以朝阳沟油田为例,在反九点法井网条件下,裂缝处于有利方位和不利方位时,对注水井压裂后的注入动态以及对应油井的生产动态的影响进行了分析,并与油田的实际生产动态进行了对比.研究结果为注水井压裂效果评价提供了一种手段,对于经济有效地进行低渗透油田注水开发具有实际意义.     

特低渗透油田井网形式研究及实践

根据长庆油区特低渗透油田开发实践，运用数值模拟、驱动压力梯度研究等油藏工程方法，按照最佳配置裂缝系统、井网系统、注采压力系统的原则，提出3种井网形式、即正方形反九点、菱莆反九点和矩形井网。在油田开发实践中，根据裂缝不发育，较发育和发育3种不同情况，分别采用正方形反九点，菱形反九点，矩形井网形式开发，取得了明显效果。     

张天渠油田压裂效果评价

张天渠油田属低压、低渗、低含油饱和度的边际演田，未采取压裂措施前，基本不具备开发价值。采取压裂措施后，单井初产20t/d以上，但产量递减较快；在对压裂裂缝方向进行研究的基础上，部署注采井网，并在注水见效后，优选油井实施重复压裂措施，取得明显效果。     

低渗透油田注水并压裂数值模拟研究

在改进的黑油模型基础上，建立了一种油、水两相三维油藏裂缝数值模型，可以对垂直裂缝油藏不同井网条件下注水井压裂效果进行数值模拟。以朝阳沟油田为例，在反九点法井网条件下，裂缝处于有利方位和不利方位时，对注水井压裂后的注入动态以及对应油井的生产动态的影响进行了分析，并与油田的实际生产动态进行了对比。研究结果为注水井压裂效果评价提供了一种手段，对于经济有效地进行低渗透油田注水开发具有实际意义。     

特低渗透油田裂缝发育区剩余油分布及调整技术

安塞油田为特低渗透油田,局部裂缝较发育,注水开发后部分油井含水上升快,而周围存在较大范围的低产低效井,降低了注水波及系数,影响油田开发效果。通过研究裂缝发育区水驱油特征并认识其剩余油分布规律,提出挖潜裂缝发育区（ 块） 剩余油的调整技术。现场应用结果表明,该技术能有效地改善油田开发效果。研究过程中,应用微观砂岩模型观察双重孔隙介质模型的水驱油方式,结合裂缝发育区典型井组动态反映、沿裂缝注水试验及检查井的结果,确定安塞油田裂缝发育区水驱油方式主要为裂缝部分基质孔隙驱油,其结果是剩余油大量分布在裂缝侧向,并且主要受油层物性、裂缝发育程度及井网部署方式的控制。提出与裂缝垂直距离约１２０ｍ 加密调整是安塞油田裂缝发育区目前有效的调整方向。图１ 表２ 参１（ 熊维亮摘）     

安塞特低渗透油藏合理开发井网系统研究

鄂尔多斯盆地安塞特低渗透油田由于存在天然裂缝或人工压裂裂缝,造成了储集层平面渗透率的方向非均质性。该油田以往采用正方形九点注水开发井网,存在沿裂缝方向油井见效、见水快,而裂缝两侧油井见效差或不见效等问题。以该油田具有代表性的坪桥区特低渗透油藏为例,通过数值模拟研究,对比分析了正方形反九点井网、菱形反九点井网和矩形五点井网的特点和开采效果,并对矩形井网的井排距和井距进行了优化。研究结果表明:在特低渗透油藏开发初期,菱形反九点井网开发效果好于正方形反九点井网,沿裂缝方向线状注水的矩形五点井网更适合特低渗透油藏开发;矩形五点井网可以对油井和注水井进行大型压裂,在提高单井产能和注水波及体积的同时可防止油井暴性水淹,通过适当延长沿裂缝方向的井距(最优井距为450～500m)、缩小垂直裂缝方向的排距(最优排距为150m),可以提高油井均匀受效程度和开发效果。图5表3参2(侯建锋摘)     

特低渗透油藏井网型式数值模拟研究

随着国内外大量低渗透油藏储量的开发,人们对低渗透油藏的认识和研究不断深入,传统的三角形井网和方形井网对低渗透油藏的局限性已为人们所共识。针对低渗透油藏的地质特点,结合储集层整体压裂技术与矩形井网的协调配伍,在一定程度上能够改善油田的开发效果。在此基础上,应用数值模拟方法对特低渗透油藏的矩形井网进行研究。     

阿南低渗透油藏开发特征及剩余油分布预测

方法 以阿南油田为例，从钻井、地质、地震、测井、开发动态资料入手，以小层为单元，用数值模拟的方法，重点剖析了阿３１断块剩余油潜力分布，并提出扩边挖潜区块。目的 为低渗透油田的开发提供参考，并为阿南油田的稳产提供地质依据。结果 指出侈渗透油藏的开发特征及开发中存在的问题。预测了剩余油分布富集区，实现了油田的稳产。结论 低渗透油藏开发时应注意注采系统的匹配、井网的适应性；多套井网开发区应以各种调整措施     

低渗透油藏五点井网裂缝参数优化研究

为研究低渗透复杂断块油藏裂缝井网参数,以江苏油田关7断块地质和目前开发特征为基础,抽象出相应的地质模型,应用Eclipse软件的门限压力建立了考虑启动压力梯度影响时的五点井网压裂模型,并对五点井网的压裂参数进行了简要优化设计。得到如下结论：启动压力梯度对原油产量有较大的影响;油井井排方向为有利裂缝方位,注采井排方向为不利裂缝方位;油井最优裂缝半长为90m。为江苏油田关7断块裂缝井网参数优化提供了思路和借鉴。     

低渗透油藏裂缝方向偏转时井网与水力裂缝适配性研究

受储层非均质性等因素的影响,人工裂缝方向可能偏离井网方向.若裂缝参数设计不合理,则会给油田开发带来风险.为此,对低渗透油藏裂缝方向发生偏转时井网与水力裂缝适配性进行了研究.采用流线模拟技术,分析了菱形反九点井网压裂后的渗流场特征.以华庆油田X井区为例,建立了裂缝方向发生偏转时的压裂数值模拟模型,研究了不同井裂缝参数对生产动态的影响.结果表明:当裂缝方向发生偏转时,压裂井网渗流场会发生明显变化,应根据流线分布特点重新划分井组模拟单元;不同井处缝长对生产动态的影响程度不同,且各井裂缝之间存在明显的干扰现象;增加处于裂缝不利方位上的边井处缝长,提高采出程度效果较差,该井处裂缝不易过长,而在一定范围内增加处于裂缝有利方位上的边井和角井处缝长,提高采出程度效果显著,可适当增加其缝长.利用正交试验,优选出裂缝方向发生偏转时与井网相匹配的最佳裂缝参数组合为:1号边井、2号边井和角井处的裂缝穿透比分别为0.3,0.7和0.6,裂缝导流能力为30 μm2· cm.