關鍵詞：富滿油田；斷控縫洞型油藏；碳酸鹽巖；立體注采井網(wǎng)；井網(wǎng)構建；波及系數(shù)

引言

截至2015年底，中國碳酸鹽巖油藏探明的石油地質(zhì)儲量達到29.34 108t，其中，近三分之二為縫洞型碳酸鹽巖油藏，有效開發(fā)這類油藏對保障國家能源供應至關重要[12]?？p洞型油藏的儲集空間主要由溶蝕孔洞構成，斷裂和裂縫是主要的連通通道[34]。由于縫洞型油藏表現(xiàn)出強非均質(zhì)性和高度離散性，傳統(tǒng)的行列井網(wǎng)和面積井網(wǎng)部署方法[56]在該類油藏中的應用效果不佳，導致大量無產(chǎn)能井和低產(chǎn)能井的產(chǎn)生，進而降低了儲量控制程度[7]。因此，迫切需要建立適應縫洞型油藏特點的井網(wǎng)構建方法，以改善油藏開發(fā)效果[8]。

針對縫洞型碳酸鹽巖油藏的特殊地質(zhì)特征，2011年，馬旭杰等[9]提出了縫洞型油藏“低部注水，高部采油”的注采井網(wǎng)部署方法，通過利用油水重力差來提高油藏注水開發(fā)效果。李新華等[10]比較了不同類型縫洞型儲集體的注采方法，發(fā)現(xiàn)“縫注洞采”型增油效果最佳。隨后，魯新便等[11]提出了“注采空間結(jié)構井網(wǎng)”的概念，“即以縫洞體空間展布為基礎，結(jié)合縫洞形態(tài)、尺度、連通結(jié)構等信息，在三維空間上構建注水井與采油井之間的配置關系，最大程度提高縫洞控制、水驅(qū)儲量動用及采收率”。焦方正[12]提出了“平面一井多控，縱向一井多洞體”的體積開發(fā)井網(wǎng)部署方法，旨在分批、分洞體高效開發(fā)縫洞型油藏。

針對縫洞型碳酸鹽巖油藏的立體注采井網(wǎng)構建，田亮等[13]提出了適應風化殼、暗河和斷溶體儲層特點的多維井網(wǎng)、立體結(jié)構井網(wǎng)及線狀井網(wǎng)?？抵窘萚14]提出了“溶洞定油井、連通定水井、儲量定井數(shù)”的設計方法，旨在實現(xiàn)“縫注洞采、低注高采、同層注采”，提高水驅(qū)控制程度。李小波等[15]針對不同巖溶類型提出了差異化注采關系，認為“斷控巖溶在平面上次級斷裂區(qū)注水、主干斷裂區(qū)采油，縱向上斷裂深部注水、淺層采油”。李青等[16]提出了斷溶體油藏的井網(wǎng)優(yōu)化方法，即“平面上不同位置注采，縱向上不同深度注采”。張煜等[17]強調(diào)通過儲量估算和連通性表征來構建空間結(jié)構井網(wǎng)。鄭松青等[18]圍繞連通縫洞體構建注采關系，通過井網(wǎng)設計和改善連通性等方式提高水驅(qū)控制程度。朱桂良等[19]建立了評價縫洞型油藏氣驅(qū)動態(tài)空間結(jié)構井網(wǎng)優(yōu)劣的方法及標準。胡文革等[20]提出了基于“縫洞結(jié)構、連通關系、儲量動用、能量狀況和注采結(jié)構”的空間結(jié)構井網(wǎng)設計方法，并形成了六步法井網(wǎng)構建流程。李陽等[7]指出，空間結(jié)構井網(wǎng)在塔河油田實施后，水驅(qū)儲量控制程度提高了25%，理論采收率可達32%。綜上，立體注采井網(wǎng)在縫洞型碳酸鹽巖油藏的井網(wǎng)部署中具有廣闊的應用前景。然而，現(xiàn)尚缺對該類井網(wǎng)構建策略的深入研究。

本文基于縫洞型碳酸鹽巖油藏注采井網(wǎng)特征，構建了塔里木盆地富滿油田滿深3滿深4斷裂帶區(qū)域的立體注采井網(wǎng)。通過油藏數(shù)值模擬，研究了井網(wǎng)主控因素對滿深3和滿深4井區(qū)波及系數(shù)的影響規(guī)律。根據(jù)模擬結(jié)果設計先導試驗方案，預測了滿深3和滿深4井區(qū)未來20a的產(chǎn)能變化，以期為注采井網(wǎng)的構建調(diào)整和增產(chǎn)改造提供理論依據(jù)。

1縫洞型碳酸鹽巖油藏注采井網(wǎng)特征

縫洞型碳酸鹽巖油藏包括3種主要儲集體類型：風化殼型、斷控型和暗河型[2122]。這3類儲集體的縫洞結(jié)構和連通狀況各有特點，因此，在井位部署時形成了“同層注采、縫注洞采、低注高采”等多種不同的注采關系，如圖1所示。

根據(jù)不同類型儲集體適應的注采關系，風化殼型儲集體的注采井網(wǎng)呈現(xiàn)不規(guī)則的“面狀”形式，斷控型儲集體呈現(xiàn)“條帶狀”形式，暗河型儲集體呈現(xiàn)“線狀”形式[11，23]。其中，斷控型儲集體是由多期走滑斷裂帶破裂、巖體錯動增容以及多種流體沿斷裂帶溶蝕改造所形成的多重孔隙介質(zhì)特殊儲層[2425]，具有復雜的裂縫、孔洞和洞穴結(jié)構，為油氣的儲存和遷移提供了空間，是油氣勘探和開發(fā)中非常重要的儲集體類型[2627]。

富滿油田滿深3滿深4斷裂帶位于塔里木盆地北部拗陷的阿滿過渡帶中部。方案區(qū)位于阿滿過渡帶區(qū)域I級大斷裂FI17斷裂帶西南段，東鄰滿加爾凹陷，西鄰阿瓦提凹陷。方案區(qū)地勢平坦，整體呈北高、南低的特征，海拔約960m，見圖2。

富滿油田滿深3滿深4斷裂帶區(qū)域?qū)儆跀嗫乜p洞型立式板狀碳酸鹽巖油藏，其儲集空間以斷裂破碎形成的斷面空腔或小型溶洞、角礫間孔隙以及構造縫為主[29]。生產(chǎn)動態(tài)和示蹤劑監(jiān)測等資料表明，此類儲層注入水易于沿著斷裂面等高導流通道水竄，造成受效井水淹。為提高儲層儲量控制和動用程度，實現(xiàn)立體驅(qū)替，沿滿深3滿深4斷裂帶構建立體注采井網(wǎng)，平面注入井和采油井交錯展布，井型以水平井或大斜度井為主。

2注采井網(wǎng)影響因素數(shù)值模擬分析

2.1井網(wǎng)性能評價方法

斷控縫洞型碳酸鹽巖立式板狀油藏構建的立體注采井網(wǎng)具有顯著的三維結(jié)構特征，流體的流動和波及范圍不僅在平面上擴展，還涉及垂直方向的分布。這種三維特征旨在適應縫洞連通結(jié)構空間離散的展布特點，并充分利用重力驅(qū)替下的流體流動特性[20]。因此，針對該類油藏，可采用體積波及系數(shù)[30]作為井網(wǎng)性能評價指標。體積波及系數(shù)能夠更全面地反映注入流體在整個油藏空間內(nèi)的波及情況，為設計立體注采井網(wǎng)提供理論依據(jù)。

體積波及系數(shù)表示注入流體波及體積與油藏含油體積的比值[26]

由式（7）可以看出，油藏的原油采收率與體積波及系數(shù)（簡稱波及系數(shù)）和驅(qū)油效率密切相關。波及系數(shù)和驅(qū)油效率越大，原油采收率越高。因此，可通過優(yōu)選立體注采井網(wǎng)方案來增大注入流體波及系數(shù)，降低殘余油飽和度，實現(xiàn)斷控縫洞型碳酸鹽巖油藏的立體動用與高效開發(fā)。

2.2機理模型建立

滿深3滿深4斷裂帶方案區(qū)主要采用角點網(wǎng)格建立模型，且網(wǎng)格方向與走滑斷裂的走向一致。由于方案區(qū)建?；诘卣饠?shù)據(jù)驅(qū)動的思路，參考地震數(shù)據(jù)的精度為25m 25m，并結(jié)合工區(qū)的最小井距，設計工區(qū)平面網(wǎng)格大小為25m 25m。考慮到各個地層的平均厚度及當前硬件性能支持的網(wǎng)格數(shù)量上限，設計目的層（一間房組頂?shù)晋?段底）的網(wǎng)格縱向精度約為3.5m，總網(wǎng)格數(shù)量約為1.2 108個。建立的滿深3滿深4斷裂帶區(qū)域網(wǎng)格模型如圖3所示。

2.3滿深3井區(qū)影響因素分析

2.3.1交錯排狀井網(wǎng)的影響

塔里木盆地富滿油田滿深3井區(qū)屬于油柱高度較大（800 1100m）的立式板狀油藏。在此構建“淺部注氣，深部采油”的立體注采井網(wǎng)，并設計3種交錯排狀的井網(wǎng)結(jié)構，注氣末期不同交錯排狀井網(wǎng)的三相飽和度分別如圖4中的井網(wǎng)1、井網(wǎng)2和井網(wǎng)3所示。

根據(jù)油藏數(shù)值模擬結(jié)果，在開發(fā)末期，油藏內(nèi)氣液界面縱向推至井底，井網(wǎng)2和井網(wǎng)3由于生產(chǎn)井的井間干擾作用，仍存在大量未被氣驅(qū)的剩余油區(qū)域，導致注入氣波及系數(shù)較井網(wǎng)1低。因此，可優(yōu)選井網(wǎng)1作為井網(wǎng)構建的方案。

2.3.2采油井縱向深度的影響

設計3種不同縱向深度的井網(wǎng)結(jié)構，分析不同縱向深度采油井對油藏內(nèi)部三相飽和度的影響，分別如圖5中的井網(wǎng)4、井網(wǎng)5和井網(wǎng)6所示。根據(jù)注入氣波及系數(shù)分析，注入氣波及系數(shù)從大到小的順序依次為井網(wǎng)6、井網(wǎng)5和井網(wǎng)4。

由圖5可見，采油井越深，注入氣波及系數(shù)越大，從而累計產(chǎn)油量也越高。結(jié)合鉆井進尺費用，并比較不同注采井網(wǎng)方式的內(nèi)部收益率，得出井網(wǎng)4的內(nèi)部收益率為15%，井網(wǎng)5的內(nèi)部收益率為25%，井網(wǎng)6的內(nèi)部收益率為30%。由于井網(wǎng)6的注入氣波及系數(shù)最大，內(nèi)部收益率最高，因此，可優(yōu)選井網(wǎng)6為井網(wǎng)構建方案。

2.3.3平面注采井距的影響

設計3種不同平面注采井距的井網(wǎng)結(jié)構，注采井距分別為500、1000和1500m，分析不同平面注采井距對油藏內(nèi)部含油飽和度的影響，分別如圖6中的井網(wǎng)7、井網(wǎng)8和井網(wǎng)9所示。

根據(jù)注氣末期油藏剩余油飽和度的結(jié)果顯示，平面注采井距為500和1000m時，剩余油飽和度有細微差別，但差別不大。然而，當注采井距增至1500m時，與前兩種情況相比，剩余油飽和度的差別較大，注入氣波及系數(shù)大幅度減小。因此，在井網(wǎng)構建時，可優(yōu)先考慮在平面注采井距為500 1000m范圍內(nèi)選擇。

2.4滿深4井區(qū)影響因素分析

2.4.1注采方式的影響

塔里木富滿油田滿深4井區(qū)是油柱高度較大（800 1100m）的立式板狀油藏。在此設計“等高注采、淺注深采、深注淺采”3種立體注采井網(wǎng)，分別如圖7中的井網(wǎng)10、井網(wǎng)11和井網(wǎng)12所示，分析不同注采方式對油藏內(nèi)部含油飽和度的影響。與此同時，分析油藏產(chǎn)出液含水率隨生產(chǎn)時間的變化，如圖8所示。根據(jù)油藏數(shù)值模擬結(jié)果，“深注淺采”型注水井網(wǎng)具有最大的注入水波及系數(shù)，同時，其見水時間也最晚。因此，可優(yōu)選井網(wǎng)12作為井網(wǎng)構建時的注水方案。

2.4.2交錯排狀井網(wǎng)的影響

結(jié)合前文注采方式影響的分析，滿深4井區(qū)采用“頂部注氣，底部注水，中部采油”的雙向驅(qū)替方式，在此設計3種交錯排狀的井網(wǎng)結(jié)構，分別如圖9中的井網(wǎng)13、井網(wǎng)14和井網(wǎng)15所示。根據(jù)油藏數(shù)值模擬結(jié)果，在開發(fā)末期，油藏內(nèi)氣液界面縱向推至井底，油水界面向上抬升，井網(wǎng)14和井網(wǎng)15仍存在大量剩余油，而井網(wǎng)13的部署方式使得注入流體（氣和水）波及系數(shù)最高。因此，可優(yōu)選井網(wǎng)13作為井網(wǎng)構建的方案。

考慮到注氣重力驅(qū)需求，在完善縱向重力驅(qū)注

采井網(wǎng)時需要遵循以下4點：

1）設計交錯排狀井網(wǎng)，確保一口生產(chǎn)井對應兩口注入井，保持注采井數(shù)比例為1：1。

2）考慮儲層發(fā)育情況，實現(xiàn)“差注好采，淺注氣深注水”的方式。

3）盡量增加避水、避氣高度，以最大限度地利用老井。

4）確保水平井的井位與油藏趾部對應，以優(yōu)化注采效果。

3先導試驗方案設計與產(chǎn)能預測

3.1滿深3井區(qū)試驗實例

滿深3井區(qū)地質(zhì)儲量采油速度為1.00%，剩余可采儲量采油速度為6%。采用“淺部注N2，深部采油”的方案，構建4注6采井網(wǎng)，包括新鉆4口井（新井1口，老井加深3口），單井配產(chǎn)為50 160t/d。前3年單井日注氣量為25.22 104m3，第4年至期末為16.82 104m3。當?shù)貙訅毫抵?5MPa時轉(zhuǎn)注氣，保持注氣壓力在35 45MPa。注氣前3年的注采比為1.5：1.0，第4年至注氣結(jié)束為1.0：1.0。頂部注氣井包括滿深3–H2井、滿深3–H1井、滿深3–H5井和滿深1–H1井；底部采油老井包括滿深3–H13井、滿深3井、滿深3–H4井、滿深3–H6井、滿深3–H7井和滿深3–H8井；底部采油需加深的井包括滿深3–H13井（新鉆井）及3口老井加深井（滿深3–H4、滿深3–H6和滿深3–H8井），見圖10。

滿深3井區(qū)先導試驗評價期為20a，產(chǎn)能預測結(jié)果如圖11所示。結(jié)果顯示，滿深3井區(qū)累計產(chǎn)油量達到546.6 104t，階段末采出程度為21.3%。與基礎衰竭式開發(fā)方案和注水開發(fā)方案相比，累計產(chǎn)油量分別提高16.6和9.3個百分點。

3.2滿深4井區(qū)試驗實例

滿深4井區(qū)地質(zhì)儲量采油速度為1.44%，剩余可采儲量采油速度為6%。采取“頂部注N2，底部注水，中部采油”的方案，初期構建3注（1口注水井、2口注氣井）4采井網(wǎng)。當氣油比超過1500m3/m3時，滿深4井加深并轉(zhuǎn)為注水井，構建4注（2口注水井、2口注氣井）3采井網(wǎng)，并加深2口井，單井配產(chǎn)為45 205t/d。前3年單井日注氣為22.42 104m3，單井日注水為410m3。第4年至期末單井日注氣為14.80 104m3，單井日注水為273m3。當?shù)貙訅毫抵?5MPa時轉(zhuǎn)注氣，保持注氣壓力在35 45MPa。注氣前3年的注采比為1.5：1.0，第4年至注氣結(jié)束為1.0：1.0。頂部注氣井包括滿深2–H4井和滿深4–H3井；底部注水井包括滿深4–H1井；中部采油井包括滿深2–H6井、滿深4–H2井、滿深401H井和滿深4井（先采油后加深注水），見圖12。

滿深4井區(qū)先導試驗評價期為20a，產(chǎn)能預測結(jié)果如圖13所示。

研究表明，滿深4井區(qū)累計產(chǎn)油量最終可達312.0 104t，階段末采出程度為22.4%。與基礎衰竭式開發(fā)方案和注水開發(fā)方案相比，累計產(chǎn)油量分別提高16.1和10.4個百分點。

4結(jié)論

1）滿深3井區(qū)構建注氣驅(qū)油注采井網(wǎng)，注氣井與采油井單個交錯排狀分布時，注入氣波及系數(shù)最大；隨著采油井縱向深度增大，注入氣波及系數(shù)隨之增大；平面注采井距在500 1000m注入氣波及系數(shù)相對穩(wěn)定，達到1500m時波及系數(shù)大幅度減小。

2）滿深4井區(qū)構建“深注淺采”注水驅(qū)油注采井網(wǎng)，注入水波及系數(shù)最大。當進一步構建注氣、注水雙向驅(qū)油注采井網(wǎng)，注氣井、注水井與采油井單個交錯排狀分布時，注入流體波及系數(shù)最大。

3）先導試驗方案設計與產(chǎn)能預測中，滿深3井區(qū)采取“淺部注N2，深部采油”注采井網(wǎng)構建方案，構建4注6采井網(wǎng)，累計產(chǎn)油量為546.6 104t，階段末采出程度達到21.3%。滿深4井區(qū)采取“頂部注N2，底部注水，中部采油”注采井網(wǎng)構建方案，初期構建3注4采井網(wǎng)，氣油比超過1500m3/m3時井加深轉(zhuǎn)注水，構建4注3采井網(wǎng)，累計產(chǎn)油量為312.0 104t，階段末采出程度達到22.4%。相比于基礎衰竭式開發(fā)方案和注水開發(fā)方案，累產(chǎn)油量得到顯著提升。