一种巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法

摘要

本发明涉及一种巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法，其特征在于，在巨厚潜山裂缝性油藏中部署一套大缝注、小缝采的平面交错、纵向立体、底注顶采的水平井注采井网；其中，大缝注指将注入井部署在巨厚潜山裂缝油藏的大裂缝区，小缝采指将采出井部署在巨厚潜山裂缝油藏的小裂缝区；平面交错是指注入井和采出井投影到平面上之后相互平行但不正对；纵向立体是指水平井在巨厚潜山裂缝性油藏内不同深度平行排列，在平行于重力方向而垂直于主井筒的截面内形成立体井网；底注顶采指注水井布置在巨厚潜山裂缝性油藏底部，采出井布置在巨厚潜山裂缝性油藏顶部。本发明可以有效的解决巨厚潜山储层布井难题，是巨厚潜山裂缝性油藏的一种有效布井方法。

说明书

技术领域

本发明涉及一种布井方法，具体涉及一种应用于石油天然气开采中的巨厚潜山裂 缝油藏的井网部署方法。

背景技术

目前，国内外现有的布井技术大部分是针对构造型的油气藏，对裂缝性储层尚无 成熟的布井技术和布井方法，这也就造成在裂缝性潜山储层布井时对同一现象的处理 因人而异，差别较大。

构造型油气藏布井技术是在落实的圈闭构造上进行井位部署，有标准井网做借鉴。 而裂缝性储层分布复杂，物性变化大，受断层、裂缝及强非均质性的影响，对于这类 油藏，井位部署的关键不仅是要储层存在，而且还要考虑储层不同部位的物性差异， 要在一定程度上考虑裂缝发育及裂缝走向、考虑油水井相对位置关系，将油水井布在 有利部位。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种应用于石油天然气开采中的巨厚潜山裂 缝油藏的井网部署方法。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种巨厚潜山裂缝油藏的井网部署 方法，其特征在于，在巨厚潜山裂缝性油藏中部署一套大缝注、小缝采的平面交错、 纵向立体、底注顶采的水平井注采井网；其中，大缝注指将注入井部署在巨厚潜山裂 缝油藏的大裂缝区，小缝采指将采出井部署在巨厚潜山裂缝油藏的小裂缝区；平面交 错是指注入井和采出井投影到平面上之后相互平行但不正对；纵向立体是指水平井在 巨厚潜山裂缝性油藏内不同深度平行排列，在平行于重力方向而垂直于主井筒的截面 内形成立体井网；底注顶采指注水井布置在巨厚潜山裂缝性油藏底部，采出井布置在 巨厚潜山裂缝性油藏顶部。

在一个优选的实施例中，水平井方向选择与巨厚潜山裂缝性油藏的主裂缝方向成 45°配置关系，此时水平注入井将会与生产井形成较好的注采对应关系，使得注入水 波及体积最大，因此驱替效果最好，驱油效率最优。

在一个优选的实施例中，如若未有关于裂缝的准确描述，仅有孔渗场的基础数据， 则基于裂缝孔渗和裂缝开度之间的理论公式等效计算裂缝开度，确定大、小裂缝相对 位置，以此指导油水井部署位置：

假设大、小裂缝发育段渗滤面积均为A，小裂缝发育段裂缝长度为h_f1，裂缝宽度 为b₁，裂缝密度为n₁；大裂缝发育段裂缝长度为h_f2，裂缝宽度为b₂，裂缝密度为n₂， 则对于小裂缝发育区：

$n_1=\frac{h_{f1}}{A}---\left(1\right)$

此时，小裂缝发育区裂缝孔隙度可用裂缝面积与岩样渗流面积的比值表示：

${\phi }_{f_1}=\frac{h_{f1}{b}_1}{A}=n_1·b_1---\left(2\right)$

由布辛列克方程可知，流过单位长度裂缝的液体流量q为：

$q=\frac{{b_1}^3}{12\mu }\frac{\mathrm{dp}}{\mathrm{dx}}---\left(3\right)$

式中，μ为液体的动力粘度；dp/dx为压力梯度；

在小裂缝发育段裂缝长度为h_f1的情况下，岩石渗流面积内流过全部裂缝的液体流 量Q为：

$Q=h_{f1}·q=\frac{h_{f1}{b_1}^3}{12\mu }\frac{\mathrm{dp}}{\mathrm{dx}}---\left(4\right)$

又${\phi }_{f_1}=n_1·b_1---\left(5\right)$

故$Q=\frac{A·{\phi }_{f1}·{b_1}^2}{12\mu }\frac{\mathrm{dp}}{\mathrm{dx}}---\left(6\right)$

引入裂缝岩石渗透率K_f这一参数，仍按达西定律来表示同一岩石的流体流量，则：

$Q=\frac{K_{f1}A}{\mu }\frac{\mathrm{dp}}{\mathrm{dx}}---\left(7\right)$

式中，K_f1为小裂缝的裂缝岩石渗透率；

根据等效渗流阻力原理：当两块岩石外部几何尺寸相同，压差、流体粘度亦相同 时，若两块岩石渗流阻力相等，则表现为流量亦应相等，故式(6)与式(7)应相等， 则：

$\frac{K_{f_1}A}{\mu }\frac{\mathrm{dp}}{\mathrm{dx}}=\frac{A·{\phi }_{f1}·{b_1}^2}{12\mu }\frac{\mathrm{dp}}{\mathrm{dx}}---\left(8\right)$

$K_{f_1}=\frac{{\phi }_{f_1}·{b_1}^2}{12}---\left(9\right)$

由式(9)可得：

$\frac{K_{f_1}}{{\phi }_{f_1}}=\frac{b_1^2}{12}\propto b_1^2---\left(10\right)$

由式(10)可得：

$b_1=\sqrt{\frac{12*K_{f_1}}{{\phi }_{f_1}*100}}---\left(11\right)$

同理可得，对于大裂缝区域：

$b_2=\sqrt{\frac{12*K_{f_2}}{{\phi }_{f_2}*100}}---\left(12\right)$

式中，为大裂缝的裂缝岩石渗透率；为大裂缝发育区裂缝孔隙度；

由式(11)和式(12)可知：

裂缝渗透率与裂缝孔隙度的比值与裂缝宽度成正比，因此通过裂缝渗透率和裂缝 孔隙度反推裂缝宽度，根据裂缝宽度的相对大小判读大裂缝区和小裂缝区，以指导巨 厚潜山裂缝性油藏油水井井位部署。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明根据裂缝孔渗场，对 巨厚潜山储层预测“大”、“小”裂缝分布区域，基于裂缝分布考虑一套“大缝注”、“小 缝采”的平面交错、纵向立体的水平井注采井网，水平井开发与直井开发相比具有泄 油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高等特点，加之水平井生产压差小， 对于底水潜山油藏可以一定程度控制含水上升速度，同时应用水平井开发可以最大程 度的保证裂缝钻遇，同时受底水拖进影响可提高波及面积，提高驱油效率。“大缝注” 吸水强，保障地层能量，“小缝采”控制采出井含水上升，提供产能保障，两者相互 结合提高驱油效率。注入井与采出井平面交错可以提高波及效率，保障驱油效率，纵 向立体又可以充分利用重力分异作用，辅助驱油。2、本发明在某潜山实际模型上进行 应用验证考虑应用大缝注大缝采、大缝注小缝采、小缝注大缝采和小缝注小缝采四种 模式，均部署一注两采井进行验证，模拟结果表明大缝注小缝采开发效果最好，小缝 注小缝采次之，而小缝注大缝采效果最差。大缝注小缝采开发模式较小缝注大缝采开 发模式15年累产油多出4.6万方。本发明提供的井网部署方法可以有效的解决巨厚潜 山储层布井难题，是巨厚潜山裂缝性油藏的一种有效布井方法。

附图说明

图1是巨厚潜山裂缝发育平面图；

图2是巨厚潜山裂缝油藏的井网部署示意图；

图3是水平井与油藏主裂缝方向成0°；

图4是水平井与油藏主裂缝方向成45°；

图5是水平井与油藏主裂缝方向成90°；

图6是本发明的立体注采井网示意图；

图7是岩心小裂缝模式图；

图8是岩心大裂缝模式图；

图9是不同注采模式下累产油对比图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。然而应当理解，附图的提供仅 为了更好地理解本发明，它们不应该理解成对本发明的限制。

在提出本发明的巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法之前，首先需要对巨厚潜山裂 缝油藏进行相关的分析，具体包括：

一、巨厚潜山裂缝油藏特点分析：

(1)储层巨厚：巨厚潜山裂缝油藏有效厚度上百米，甚至上千米，纵向含油幅度 巨大。

(2)裂缝纵向高角度：受构造应力作用影响，巨厚潜山裂缝油藏多发育中高角度 裂缝。

(3)裂缝平面分区：受裂缝分布影响，巨厚潜山裂缝油藏在平面和纵向上裂缝分 布均表现出强非均质性，存在“大”、“小”裂缝分区(如图1所示)，“大裂缝区”具 有裂缝密度小、开度大等特征，“小裂缝区”具有裂缝密度大、开度小等特征。

(4)裂缝存在方向性：巨厚潜山裂缝油藏受地应力影响，存在主应力方向，导致 裂缝存在方向性。

二、井网部署方法分析：

(一)对适合巨厚潜山裂缝油藏的井型进行分析：

(1)水平井开发与直井开发相比具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量 动用程度高等特点，加之水平井生产压差小，对于底水潜山油藏可以一定程度控制含 水上升速度。

(2)由于巨厚潜山裂缝油藏通常发育以中高角度缝为主，如应用直井开发裂缝钻 遇率低，导致产能很差、地层裂缝闭合或因沟通底水导致过快水淹，难以保证开发效 益。而应用水平井开发可以最大程度的保证裂缝钻遇，同时受底水拖进影响可提高波 及面积，提高驱油效率。

综上所述，考虑在巨厚潜山裂缝油藏中部署水平井开发(如图2所示)。

(二)水平井与裂缝方向分析：

鉴于水平井在开发巨厚潜山裂缝性油藏中具有巨大优势及裂缝性油藏存在主裂缝 方向(即裂缝主应力方向)的特征，水平井与巨厚潜山裂缝油藏的主裂缝方向不同角 度配比对油藏开发效果也具有一定影响。本发明发考虑水平井布井方向与巨厚潜山裂 缝油藏的主裂缝方向成0°、45°及90°不同角度，分析开发效果：

如图3所示，当水平井布井方向与主裂缝方向成0°时，水平注入井(水井)注 入水会沿着与主裂缝垂直的大裂缝通道窜流，与采出井(油井)快速连通，影响波及 体积和驱油效率。

如图4所示，当水平井布井方向与主裂缝成90°时，水平注入井注入水会沿着众 多主裂缝向前驱替，与采出井迅速沟通，导致采出井含水迅速上升而关井，严重影响 油藏开发效果。

如图5所示，当水平井布井方向与主裂缝方向成45°时，水平注入井将会与采出 井形成较好的注采对应关系，与以上两种方案相比注入水波及体积最大，因此驱替效 果最好，驱油效率最优。

综上所述，对于巨厚潜山裂缝性油藏开发，水平井方向选择与巨厚潜山裂缝性油 藏的主裂缝方向成45°配置关系。

(三)井网分析：

鉴于巨厚潜山裂缝油藏的裂缝平面分区特征，受裂缝分布影响存在“大”、“小” 裂缝分区，且“大裂缝区”具有裂缝密度小、开度大等特征，“小裂缝区”具有裂缝密 度大、开度小等特征，综合考虑注入井应部署在“大裂缝区”，“大缝注”吸水强，保 障地层能量；采出井应部署在“小裂缝区”，“小缝采”控制采出井含水上升，提供产 能保障，两者相互结合提高驱油效率。

三、油水井部署位置分析

基于以上研究，保障巨厚潜山油藏产能的关键因素之一是要实现“大缝注，小缝 采”这一井网部署模式，油水井部署位置至关重要。

(1)假设潜山裂缝描述，特别是“大、小缝”相对位置描述明确。

在“大、小缝”相对位置描述清楚的前提下，油水井相对位置遵循在平面上交错、 在纵向上立体的注采井网，即部署一套“大缝注”、“小缝采”的平面交错、纵向立体 的注采井网(如图6所示)，具体来说要做到两个方面：①平面交错是指注入井(水井) 和采出井(油井)投影到平面上之后相互平行但不正对，这样可以提高波及效率，保 障驱油效率；②纵向立体是指水平井在巨厚潜山裂缝性油藏内不同深度平行排列，在 平行于重力方向而垂直于主井筒的截面内形成立体井网，水平井可以提高单井裂缝钻 遇率，保证产能，立体井网又可以充分利用重力分异作用，辅助驱油。同时，注采井 网采用底注顶采模式，即注水井布置在油藏底部，采出井布置在油藏顶部，一定程度 实现底水拖进。

(2)如若未有关于裂缝的准确描述，仅有孔渗场等基础数据，则可以基于裂缝孔 渗和裂缝开度之间的理论公式等效计算裂缝开度，确定“大”、“小”裂缝相对位置， 以此指导油水井部署位置。

裂缝介质的渗透率与裂缝孔隙度和裂缝开度之间的理论关系可由以下证明：

如图7、图8所示，假设大、小裂缝发育段渗滤面积均为A，小裂缝发育段裂缝长 度为h_f1，裂缝宽度为b₁，裂缝密度为n₁；大裂缝发育段裂缝长度为h_f2，裂缝宽度为b₂， 裂缝密度为n₂，则对于小裂缝发育区：

$n_1=\frac{h_{f1}}{A}---\left(1\right)$

此时，小裂缝发育区裂缝孔隙度可用裂缝面积与岩样渗流面积的比值表示：

${\phi }_{f_1}=\frac{h_{f1}{b}_1}{A}=n_1·b_1---\left(2\right)$

由布辛列克方程可知，流过单位长度裂缝的液体流量q为：

$q=\frac{{b_1}^3}{12\mu }\frac{\mathrm{dp}}{\mathrm{dx}}---\left(3\right)$

式中，μ为液体的动力粘度；dp/dx为压力梯度。

在小裂缝发育段裂缝长度为h_f1的情况下，岩石渗流面积内流过全部裂缝的液体流 量Q为：

$Q=h_{f1}·q=\frac{h_{f1}{b_1}^3}{12\mu }\frac{\mathrm{dp}}{\mathrm{dx}}---\left(4\right)$

又${\phi }_{f_1}=n_1·b_1---\left(5\right)$

故$Q=\frac{A·{\phi }_{f1}·{b_1}^2}{12\mu }\frac{\mathrm{dp}}{\mathrm{dx}}---\left(6\right)$

引入裂缝岩石渗透率K_f这一参数，仍按达西定律来表示同一岩石的流体流量，则：

$Q=\frac{K_{f1}A}{\mu }\frac{\mathrm{dp}}{\mathrm{dx}}---\left(7\right)$

式中，K_f1为小裂缝的裂缝岩石渗透率。

根据等效渗流阻力原理：当两块岩石外部几何尺寸相同，其他渗流条件(如压差、 流体粘度等)亦相同时，若两块岩石渗流阻力相等，则表现为流量亦应相等，故式(6) 与式(7)应相等，则：

$\frac{K_{f_1}A}{\mu }\frac{\mathrm{dp}}{\mathrm{dx}}=\frac{A·{\phi }_{f1}·{b_1}^2}{12\mu }\frac{\mathrm{dp}}{\mathrm{dx}}---\left(8\right)$

$K_{f_1}=\frac{{\phi }_{f_1}·{b_1}^2}{12}---\left(9\right)$

由式(9)可得：

$\frac{K_{f_1}}{{\phi }_{f_1}}=\frac{b_1^2}{12}\propto b_1^2---\left(10\right)$

由式(10)可得：

$b_1=\sqrt{\frac{12*K_{f_1}}{{\phi }_{f_1}*100}}---\left(11\right)$

同理可得，对于大裂缝区域：

$b_2=\sqrt{\frac{12*K_{f_2}}{{\phi }_{f_2}*100}}---\left(12\right)$

式中，为大裂缝的裂缝岩石渗透率；为大裂缝发育区裂缝孔隙度。

由式(11)和式(12)可知：

裂缝渗透率与裂缝孔隙度的比值与裂缝宽度成正比，因此可以通过裂缝渗透率和 裂缝孔隙度反推裂缝宽度，根据裂缝宽度的相对大小判读大裂缝区和小裂缝区，以指 导巨厚潜山裂缝性油藏油水井井位部署。

应用本发明的思路，在某潜山实际模型上进行应用验证。目标区油藏厚度为180m 左右，裂缝发育在平面和纵向都存在强的非均质性，为典型的巨厚潜山裂缝性油藏。 根据计算确定出大缝区域与小缝区域，考虑应用大缝注大缝采、大缝注小缝采、小缝 注大缝采和小缝注小缝采四种模式(如图9所示)，均部署一注两采井进行验证(保证 同样井距及对应关系)，模拟结果表明大缝注小缝采开发效果最好，小缝注小缝采次之， 而小缝注大缝采效果最差。大缝注小缝采开发模式较小缝注大缝采开发模式15年累产 油多出4.6万方。

上述各实施例仅用于对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说 明，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替 换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。