一(yī)、油田開(kāi)發的注水指什麽？
注水通常是指，在油田開(kāi)發的後期，随着油層中(zhōng)油氣量的減少，相對壓力的降低，原油無法正常靠自身壓力流出，此時就要借助外(wài)部力量，通常采用壓裂的方式，将水或其他支撐成分(fēn)注入地層中(zhōng)。
但随着環保要求和用水條件尤其是近些年大(dà)量使用壓裂采出液進行二次甚至是多次回注，加劇了結垢傾向，也對常規阻垢劑是個極大(dà)的挑戰。
針對以上情況，我(wǒ)司經過多年努力，與西安石油大(dà)學、西南(nán)石油大(dà)學等院校合作，并節後油氣院多年研究經驗，在長慶油田、大(dà)慶油田、克拉瑪依油田等現場實驗，開(kāi)創新型阻垢劑qh-7510油田專用阻垢劑，碳酸鈣＞95%，硫酸鈣＞95%，硫酸鋇＞95%的優異效果，并出口中(zhōng)東、北(běi)歐等地，獲得國内1337國外(wài)油田0990、油服公司396的一(yī)緻好評。
作者魏信：cq17311
二、（一(yī)）高含水、低滲透等油藏開(kāi)發技術發展迅速
我(wǒ)國油氣藏類型包括高含水、低滲透、稠油、海洋油藏及氣藏五大(dà)類，形成了多個開(kāi)發技術系列。注水開(kāi)發是我(wǒ)國高含水油藏開(kāi)發中(zhōng)應用廣泛的主體(tǐ)技術，早期分(fēn)層注水、分(fēn)階段逐步綜合調整等技術系列具有我(wǒ)國特色，依靠這套技術，大(dà)慶油田創造了年産5000萬噸以上、穩産27年的光輝業績。目前，我(wǒ)國已開(kāi)發油田總體(tǐ)上進入了特高含水的開(kāi)發後期，大(dà)量老油田含水超過90%，但由于高含水油田的儲量和産量仍占陸上油田的70%以上，在今後相當長的時期内，老油田仍然是我(wǒ)國主體(tǐ)開(kāi)發油田。全國已開(kāi)發油田以現有技術标定的采收率約爲30.3%，還有進一(yī)步提高的巨大(dà)空間（表2-2）。
表2-2 我(wǒ)國油氣資(zī)源開(kāi)發重大(dà)技術突破
續表
低滲透油藏由于孔隙結構複雜(zá)、喉道狹窄，非均質比一(yī)般陸相油藏更爲嚴重，一(yī)般需要進行壓裂才能投産，單井産量低，遞減大(dà)，開(kāi)發投資(zī)高。我(wǒ)國在長期開(kāi)發實踐中(zhōng)已形成了一(yī)套低滲透油田開(kāi)發的技術系列，包括富集區帶優選、裂縫系統預測和識别、超前注水、井網優化、開(kāi)發壓裂、深穿透射孔、簡化集輸流程等，使國内油藏開(kāi)發的滲透率下(xià)限不斷下(xià)移，拓寬了低滲透油藏經濟有效開(kāi)發的空間，2010年低滲透産量達到5281萬噸（圖2-2）。
圖2-2 超前精細分(fēn)層注水技術
我(wǒ)國稠油（重油）資(zī)源比較豐富，年産量已在5000萬噸以上，爲世界第三大(dà)稠油生(shēng)産國。渤海和部分(fēn)陸上常規稠油主要采取注水方法，陸上主要采用熱力方式開(kāi)發。20世紀80年代初開(kāi)始進行蒸汽吞吐開(kāi)采以來，逐步形成了井深可達1600米的中(zhōng)深層蒸汽吞吐開(kāi)采的配套技術，包括隔熱油管、套管保護、多層分(fēn)注、化學防竄以及物(wù)理模拟、數值模拟等一(yī)系列技術，正在推廣蒸汽驅和蒸汽輔助重力洩油（sagd）新技術（圖2-3）。
圖2-3 稠油開(kāi)采sagd新技術示意圖
海洋油藏已經形成優快鑽井、叢式井、大(dà)位移井和複雜(zá)結構井應用等多個技術系列，推動了海洋石油工(gōng)業快速發展。天然氣開(kāi)發重點是研究異常高壓氣藏的高效、安全開(kāi)發技術，低滲、低豐度大(dà)氣田儲層評價及有效開(kāi)采技術，長井段、多層疏松砂岩氣藏防砂、堵水技術，高酸性氣藏防腐、脫硫（含c o2分(fēn)離(lí)）和安全生(shēng)産技術，完善配套凝析氣田循環注氣提高采收率技術。
專欄2-5 我(wǒ)國石油資(zī)源開(kāi)發利用技術發展方向
高含水油藏開(kāi)發。一(yī)是通過重構地下(xià)認識體(tǐ)系，重建井網結構和重組地面工(gōng)藝流程，二次開(kāi)發繼續提高水驅采收率。重點發展油藏剩餘油富集區預測技術和深部調驅技術、研發井網系統個性化設計新技術、推廣套損防治技術和精細分(fēn)層注水技術。二是采用三次采油技術提高采收率。聚合物(wù)驅可提高采收率7～12個百分(fēn)點。大(dà)慶三次采油技術的推廣應用爲穩産4000萬噸提供了有力的支撐。技術發展方向主要是發展c o2混相驅、水驅後熱采、泡沫驅油、注空氣低溫氧化以及微生(shēng)物(wù)驅等新技術。
低滲透油藏開(kāi)發。一(yī)是通過推廣低滲透油藏含油富集區帶優選技術、超前注水技術，完善開(kāi)發壓裂、優化注采井網技術，發展小(xiǎo)井眼和地面系統優化簡化技術，提高單井産量，增加經濟效益技術；二是發展混相或近混相條件注c o2或其他烴類氣體(tǐ)、空氣、氮氣等，探索水中(zhōng)添加活性劑，改變潤濕性，增強滲析性等提高采收率技術。
稠油藏開(kāi)發。目前蒸汽吞吐仍是稠油熱采的主要開(kāi)發方式，但高輪次蒸汽吞吐效果大(dà)幅下(xià)降、成本增加、經濟效益不斷降低，亟須轉化開(kāi)發方式，使稠油開(kāi)采由目前的蒸汽吞吐方式盡快向蒸汽驅和sagd等高效開(kāi)發技術轉變，大(dà)幅度提高采收率。
海洋油田開(kāi)發。發展和推廣稠油聚合物(wù)驅技術；加強抗高鹽可動凝膠深部調驅的研究和現場試驗；發展灘海油田大(dà)位移鑽井和海油陸采技術；發展深水條件下(xià)的地球物(wù)理勘探、鑽井、測井、完井、管道鋪設、工(gōng)程模拟，鑽井、采油平台設計、制造、海上安裝等系列技術；研制大(dà)型自升式鑽井船、深水半潛式鑽井平台及動力定位船，研制大(dà)型起重兼鋪管船、超大(dà)型浮式生(shēng)産儲油輪，進行水下(xià)生(shēng)産系統以及海上稠油開(kāi)發等重大(dà)裝備的設計和研制。
三、特低滲透砂岩油藏開(kāi)發技術政策研究
王文環 袁向春 王光付
（中(zhōng)國石化石油勘探開(kāi)發研究院，北(běi)京100083）
摘要 本文針對特低滲透砂岩油藏裂縫發育、壓力敏感性強、非達西滲流以及開(kāi)采特征具有較大(dà)差異等特點，在對特低滲透砂岩油藏體(tǐ)系特征參數進行系統分(fēn)析的基礎上，通過對特低滲透砂岩油藏驅替及開(kāi)采特征影響因素的研究，确定了分(fēn)類參數，并對特低滲透砂岩油藏進行了分(fēn)類；在分(fēn)類的基礎上，通過對不同類型特低滲透砂岩油藏特殊的油藏工(gōng)程技術——最佳匹配井網形式、合理注采井距以及合理注水時機等進行研究，形成了不同類型特低滲透砂岩油藏的油藏工(gōng)程技術，對提高我(wǒ)國特低滲透砂岩油藏開(kāi)發效果具有重要的指導意義。
關鍵詞 特低滲透砂岩油藏 油藏分(fēn)類 啓動壓力梯度 最佳匹配井網 合理井網密度合理注水時機
study of classifying and development techniques of ultra-low permeable sandstone reservoirs
wang wen-huan，yuan xiang-chun，wang guang-fu
（exploration and production research lnstitute，slnopec，beijing 100083）
abstract the ultra-low permeability sandstone reservoirs should possess some unique characteristics that are different from the high-permeability reservoirs as they have the characteristics of fractures，pressure sensibility and nonlinearity percolation.in this paper，with the respect to the unique characteristics of ultra-low permeability sandstone reservoirs，firstly the classifying parameters have been confirmed and ultra-low permeability reservoirs have been classified through the study of influence factors to displacement and development characteristics，based on systemic analyzing characteristics parameter of ultra-low permeability sandstone reservoirs.and then the development techniques，such as best fit pattern，optimum well density and proper injection time，have been researched.according to that，a series of corresponding reservoir engineering techniques have been presented：the optimum pattern that best fit to fractures is rectangular pattern of five-spot and the direction of injection wells row is in the same with fracture；the optimum well density to different type of ultra-low permeability reservoir has been resulted；and the proper injection time to different type of ultra-low permeability reservoir has been pointed out.to sum up，the development techno-policies to different types of ultra-low permeability reservoir have been formed，which has very important directing action to effectively developing different types of ultra-low permeability reservoir.
key words ultra-low permeability sandstone reservoirs reservoir classify start-up pressure gradientbest fit pattern optimum well density proper injection time
低滲透砂岩油藏是一(yī)個相對的概念，目前世界上沒有統一(yī)的标準和界限，由各國不同時期的資(zī)源狀況及技術經濟條件而定。我(wǒ)國将空氣滲透率小(xiǎo)于或等于50×10-3μm2的油藏定爲低滲透油藏，又(yòu)進一(yī)步将其劃分(fēn)爲3種類型：滲透率爲（50～10）×10-3μm2的稱爲一(yī)般低滲透油藏，滲透率爲（10～1）×10-3μm2稱爲特低滲透油藏，滲透率爲（1～0.1）×10-3μm2稱爲超低滲透油藏［1］。目前，我(wǒ)國探明特低滲透砂岩油藏地質儲量所占比例越來越大(dà)，2004年探明特低滲透砂岩油藏新增地質儲量占新增砂岩儲量的29%。但由于特低滲透砂岩油藏的裂縫發育、壓力敏感性高及非達西滲流等特性，造成特低滲透砂岩油藏開(kāi)發難度大(dà)，動用程度低，僅動用40%左右，開(kāi)發效果差；且各開(kāi)發單元開(kāi)采特征差異較大(dà)，存在問題和暴露的矛盾亦不同。如何開(kāi)發好特低滲透砂岩油藏，形成有效開(kāi)發技術，已成爲石油界人士所關注的問題，亦是富有挑戰性的研究難題。針對以上難題，以80多個特低滲開(kāi)發單元的現場實踐爲依托，以計算機數值模拟爲手段，綜合利用油藏工(gōng)程、高等滲流力學理論，在對油藏進行分(fēn)類的基礎上，針對其裂縫發育、壓力敏感性強、非達西滲流等特性，開(kāi)展與其相适應的最佳匹配井網形式、利用合理注采井距以及合理注水時機等油藏工(gōng)程技術研究，以形成适合不同類型特低滲透砂岩油藏有效開(kāi)發的油藏工(gōng)程技術。
1 特低滲透砂岩油藏分(fēn)類
1.1 特征指标體(tǐ)系分(fēn)類及分(fēn)析
油藏開(kāi)發過程，實際上是流體(tǐ)在多孔介質中(zhōng)的滲流過程，其滲流特征取決于滲流三大(dà)要素：①滲流的環境（即多孔介質），主要是多孔介質的孔隙結構和物(wù)理化學性質；②流體(tǐ)，主要是流體(tǐ)的組成和物(wù)理化學性質；③流動的狀态，主要是流動的環境、條件和流固體(tǐ)之間的相互作用。這三大(dà)因素決定着流體(tǐ)滲流規律和油藏開(kāi)發效果［1～6］。因此，影響油藏開(kāi)發效果分(fēn)類體(tǐ)系的指标亦可相應地概括爲三大(dà)類：一(yī)是油藏評價特征指标體(tǐ)系（如儲層的沉積成因特征、儲層的孔喉結構特征、裂縫發育特征等）；二是油藏開(kāi)發特征指标體(tǐ)系（主要包括油田流體(tǐ)系統、地層壓力系統、驅替能量等特征）；三是流固耦合特征指标體(tǐ)系（即潤濕性特征和壓力敏感性特征）。
1.1.1 評價特征指标體(tǐ)系
特低滲透砂岩儲層的形成與沉積作用、成岩作用和構造作用密切相關［2］。根據上述不同地質因素在特低滲透砂岩儲層形成過程中(zhōng)控制作用的大(dà)小(xiǎo)，可将特低滲透砂岩儲層分(fēn)爲原生(shēng)（沉積型）特低滲透砂岩儲層、次生(shēng)（成岩型）特低滲透砂岩儲層和裂縫性特低滲透砂岩儲層。但原生(shēng)和次生(shēng)特低滲透砂岩儲層對開(kāi)發效果的影響主要通過滲透率指标參數和裂縫發育情況來體(tǐ)現。
1.1.2 油藏開(kāi)發特征指标體(tǐ)系
我(wǒ)國特低滲透砂岩油藏流體(tǐ)性質和驅替能量差異不大(dà)，原油性質一(yī)般都比較好，其特點是密度比較小(xiǎo)、黏度低、含膠質和瀝青少，另外(wài)凝固點比較高、含蠟量比較多。油藏基本上都爲低飽和油藏，驅替能量主要爲彈性驅動。但地層壓力系統差異較大(dà)，壓力系數在0.61～2.22之間。
1.1.3 流固耦合特征指标體(tǐ)系
流固耦合特征主要表現爲流體(tǐ)與流動環境之間的關系。首先是流體(tǐ)與岩石之間的親和性，即潤濕性，統計表明，我(wǒ)國特低滲透砂岩油層潤濕性以親水爲主［2］；其次是在油藏開(kāi)采過程中(zhōng)，由于地層壓力的改變引起儲層結構的變化，而這種變化又(yòu)必然反作用于儲層内流體(tǐ)的滲流，影響到油藏的開(kāi)發，這是一(yī)種流固耦合過程［7］。由此可見：儲層的變形是一(yī)種被動的變化，其變化程度和類型取決于主動因素（主要是地層壓力）的變化情況，即壓力系統是影響儲層壓力敏感性的重要因素。異常高壓油藏的儲層變形比常壓油藏儲層變化明顯得多［7～9］。因此，影響特低滲透砂岩油藏開(kāi)發效果的流固耦合特征指标也主要爲地層的壓力系數。
綜合以上分(fēn)析可見：影響特低滲透砂岩油藏開(kāi)發效果的特征指标主要是儲層滲透率、裂縫的發育、壓力系統及儲層敏感程度等。
1.2 特征指标對開(kāi)發效果的影響
1.2.1 特低滲透砂岩油藏驅替特征影響因素
應用非達西滲流理論，在建立非達西滲流數學模型的基礎上，通過求解不同條件下(xià)水驅前緣含水飽和度和驅替相壓力的分(fēn)布情況，來分(fēn)析影響特低滲透砂岩油藏驅替特征的主要因素及影響。
考慮毛細管壓力的兩相驅替前緣含水飽和度方程爲［10］：
油氣成藏理論與勘探開(kāi)發技術
式中(zhōng)：ϕ爲孔隙度；t爲某一(yī)時刻，s；x爲距離(lí)點源的位置，cm；a爲過水斷面面積，cm2；q（t）爲體(tǐ)積流量，cm3/s；λo爲油的流度，μm2/mpa·s；sw爲水相飽和度；pc爲毛管壓力，mpa；fw爲含水率。
水相壓力分(fēn)布方程爲［10］：
油氣成藏理論與勘探開(kāi)發技術
式中(zhōng)：λ爲油、水相流度之和，10-3μm2/（mpa·s）；pw爲井底壓力，mpa；qv爲油、水總流量，cm3/s；
方程（1）和（2）均爲非線性方程，解析求解已不可能，數值計算采用impes分(fēn)别進行差分(fēn)，隐式求解壓力，顯式求解飽和度。
求解結果表明：啓動壓力梯度和毛細管壓力是影響特低滲透砂岩油藏驅替特征的主要指标。首先，啓動壓力梯度的存在造成了見水前緣平均含水飽和度的降低和驅替相壓力的升高（圖1）。同時，毛細管壓力的存在能使含水飽和度前緣超前，水淹區内的含水飽和度趨于均勻，同樣亦造成驅替相壓力的增加（圖2）。總之，啓動壓力梯度和毛細管壓力的存在使特低滲透砂岩油藏油井見水早，含水上升快；水井注水困難，驅替效果變差。而儲層的啓動壓力梯度和毛細管壓力是由儲層滲透率決定的，即滲透率是決定油藏開(kāi)發效果的主要因素之一(yī)。
1.2.2 特低滲透砂岩油藏開(kāi)采特征影響因素
應用非線性彈性滲流理論，在建立非線性彈性滲流數學模型的基礎上，通過求解不同滲透率變化系數（壓力敏感程度）條件下(xià)地層壓力的分(fēn)布情況，來研究影響特低滲透砂岩油藏（變形介質油藏）開(kāi)發特征的主要因素。
圖1 啓動壓力梯度對前緣含水飽和度、驅替相壓力分(fēn)布的影響
圖2 毛管壓力對前緣飽和度、驅替相壓力分(fēn)布的影響
非線性彈性滲流的泛定方程爲［10］：
油氣成藏理論與勘探開(kāi)發技術
對非線性方程（3）進行有限差分(fēn)求解，從而求出地層壓力和井底流壓的分(fēn)布。
求解結果表明：①在定産條件下(xià)，地層滲透率變化系數越大(dà)，地層壓力降低越急劇；②當井底流壓一(yī)定時，變形越嚴重的油藏産量越低；③當産量一(yī)定時，變形越嚴重的油藏井底流壓越低，即生(shēng)産壓差越大(dà)（圖3）。由此可見：油藏的産量和産量遞減快慢(màn)是受油藏彈塑性影響的，彈塑性越大(dà)，産量遞減越快。而油藏的彈塑性除了與儲層的孔喉大(dà)小(xiǎo)和裂縫有關外(wài)，還與油藏的壓力系統有着直接的關系，即高壓、常壓、低壓系統在一(yī)定程度上反映油藏的彈塑性［7］。因此，油藏壓力系數及裂縫是影響油藏開(kāi)發效果的另一(yī)重要因素。
圖3 不同滲透率變化系數條件下(xià)地層壓力分(fēn)布及生(shēng)産井指示曲線
1.3 特低滲透砂岩油藏分(fēn)類指标确定及分(fēn)類
1.3.1 特低滲透砂岩油藏分(fēn)類指标确定
綜合特征指标分(fēn)析和影響規律研究，影響油藏開(kāi)發效果的主要因素主要爲裂縫和壓力系數（壓力系統類型）。
另外(wài)，特低滲透砂岩油藏埋深變化範圍較大(dà)，在1300～4000m之間，是影響油藏經濟效益的主要參數。
因此，特低滲透砂岩油藏主要的分(fēn)類參數爲壓力系數、油藏埋深以及裂縫是否發育。
1.3.2 特低滲透砂岩油藏分(fēn)類
綜合油藏原始地層壓力系數和油藏埋深可将油藏劃分(fēn)爲16種類型，再考慮裂縫是否發育，則特低滲砂岩油藏總共可細分(fēn)爲32種類型。
根據中(zhōng)石化81個開(kāi)發單元的實際情況看，主要存在裂縫性淺層低壓特低滲砂岩油藏、裂縫性中(zhōng)深層常壓特低滲砂岩油藏和裂縫性深層高壓特低滲砂岩油藏3種類型（表1）。
表1 中(zhōng)石化油藏分(fēn)類及油藏儲量分(fēn)布狀況
2 三種不同類型特低滲砂岩油藏開(kāi)采特征分(fēn)析
2.1 産量遞減規律異同
圖4 不同類型油藏産量遞減規律曲線
通過對中(zhōng)石化81個開(kāi)發單元、3種不同類型特低滲砂岩油藏産量遞減規律分(fēn)析可見，不同類型特低滲砂岩油藏産量遞減均符合指數遞減規律，但不同類型特低滲砂岩油藏初始遞減産量和遞減率差異較大(dà)。深層高壓特低滲砂岩油藏初始産量高，遞減快，初始遞減産量爲17.6t/d，初始年遞減率爲21.9%；中(zhōng)深層常壓特低滲砂岩油藏初始産量較之高壓特低滲透砂岩油藏低，遞減慢(màn)，初始遞減産量爲10.5t/d，初始年遞減率爲12.8%；淺層低壓特低滲砂岩油藏初始遞減産量最低，遞減最慢(màn)，初始遞減産量爲2.1t/d，初始年遞減率爲8.5%（圖4）。
2.2 含水上升規律異同
通過對中(zhōng)石化81個開(kāi)發單元、3種不同類特低滲透砂岩油藏含水上升規律分(fēn)析可見，不同類型特低滲透砂岩油藏普遍具有見水早、無水采油期短的規律，但不同類型特低滲透砂岩油藏含水上升率差異較大(dà)。深層高壓特低滲透砂岩油藏含水上升快；中(zhōng)深層常壓特低滲透砂岩油藏和淺層低壓特低滲透砂岩油藏含水相對深層高壓特低滲透砂岩油藏上升較慢(màn)（圖5）。
圖5 不同類型油藏含水與采出程度關系曲線
2.3 注水井注水特征異同
不同類型特低滲透砂岩油藏普遍具有吸水能力低、啓動壓力和注水壓力高且上升快的特點。特低滲透砂岩油層滲流阻力大(dà)，傳導能力差，注水能量很難傳導擴散，導緻特低滲透油層吸水的啓動壓力一(yī)般較高。再加地層中(zhōng)粘土礦物(wù)膨脹和水質不配伍等因素引起的油層傷害使吸水指數下(xià)降，緻使注水井壓力上升很快，在注水井附近憋成高壓區，降低了有效注水壓差，造成注水量的遞減。
由此可見，不同類型特低滲透砂岩油藏具有明顯不同的開(kāi)采特征，這表明分(fēn)類參數能夠反映油藏的基本特性，具有很好的代表性。
3 特低滲透砂岩油藏有效開(kāi)發油藏工(gōng)程技術研究
3.1 裂縫性特低滲透砂岩油藏最佳匹配井網研究
裂縫性特低滲透砂岩油藏天然裂縫和人工(gōng)裂縫系統的存在對油藏注水開(kāi)發起到了雙重作用，改善了油層的吸水能力，彌補了儲層滲透率的不足，有利于注水補充地層能量。另一(yī)方面，注入水在進入裂縫單向突進、形成高壓水線、然後向兩側擴散時，如果驅替方向合适，将有利于提高開(kāi)發效果；若驅替方向不當，将導緻油井過早水淹、水竄，嚴重影響油藏最終采收率。因此，特低滲透砂岩油藏開(kāi)發井網的研究必須考慮井網與裂縫的最佳匹配形式。井網與裂縫的最佳匹配主要包括兩方面内容：①不同井網形式與裂縫的最佳匹配角度；②最佳的井網形式。特别是井排方向的部署是否合理是裂縫性特低滲透砂岩油藏注水開(kāi)發成敗的關鍵。
3.1.1 不同井網形式與裂縫的最佳匹配角度研究
由于多數特低滲透砂岩油藏具有儲集層物(wù)性差、天然裂縫比較發育、滲透率各向異性明顯、基質滲透率低、注水開(kāi)發所需驅動壓力梯度大(dà)等特點，行列注水、邊緣注水及切割注水等注采井數比低、注采井距偏大(dà)的注采方式都不能适應特低滲透砂岩油藏的特性，因此多采用面積注水方式進行開(kāi)發，如五點法、七點法及九點法等。不同類型井網形式如何部署才能取得好的驅替效果，即注水井排與裂縫方向呈何角度時驅替效果最好？
建立五點法、七點法及九點法概念模型，由注水井排與最大(dà)滲透率呈不同角度波及系數和見水時間計算結果對比可見，五點法矩形井網注水井排與裂縫方向一(yī)緻時，波及系數最高、見水時間最遲，因此五點法矩形井網注水井排與裂縫的最佳匹配角度爲0（圖6）。同理，斜七點法面積注采井網注水井排與裂縫的最佳匹配角度爲22.5°（圖7）。反九點法面積注采井網注水井排與裂縫的最佳匹配角度爲45°（圖8）。
圖6 五點法矩形井網不同角度條件下(xià)波及系數、見水時間變化曲線
圖7 斜七點法井網不同角度條件下(xià)波及系數、見水時間變化曲線
3.1.2 最佳匹配井網形式研究
不同類型井網與裂縫具有不同的最佳匹配角度，但哪一(yī)種井網形式更适合裂縫性油藏開(kāi)發，開(kāi)發效果最好？3種不同井網形式（正方形反九點、菱形反九點、矩形井網）數值模拟結果對比表明，面積注水井網中(zhōng)，矩形井網含水上升最慢(màn)，開(kāi)發效果最好，菱形反九點井網次之，正方形反九點井網最差（圖9）。
圖8 反九點法井網不同角度條件下(xià)波及系數、見水時間變化曲線
圖9 不同類型注采井網開(kāi)發效果對比圖
因此，裂縫性砂岩油藏注采井網與裂縫的最佳匹配井網形式爲：五點法矩形井網，注水井排與裂縫方向一(yī)緻。
3.2 三種不同類型特低滲透砂岩油藏合理注采井距研究
在對特低滲透砂岩油藏的研究中(zhōng)，存在着一(yī)個長期困擾的矛盾：這就是注采井距的經濟适應性和技術适應性。從地質和開(kāi)發的需要看，特低滲透砂岩油藏由于存在啓動壓力梯度，當井距過大(dà)、驅替壓力梯度小(xiǎo)于最小(xiǎo)啓動壓力梯度時，不能建立有效的驅替壓力系統，流體(tǐ)将處于不流動狀态，即注采井距影響流體(tǐ)流态分(fēn)布。因此，應采用較小(xiǎo)的注采井距、較大(dà)的井網密度，才能建立有效的驅替壓力系統，取得好的開(kāi)發效果。但由于低滲透油藏單井産量低，經濟上又(yòu)不允許。因此，特低滲透油藏注采井距的确定不同于中(zhōng)高滲透油藏，不僅要考慮經濟是否合理，還要考慮技術是否可行。
3.2.1 三種不同類型特低滲透砂岩油藏合理注采井距經濟适應性研究
經濟最佳井網密度是指總産出減去(qù)總投入達到最大(dà)時，亦即經濟效益最大(dà)時的井網密度。應用北(běi)京石油勘探開(kāi)發研究俞啓泰推導的經濟最佳井網密度預測公式［2］，對3種不同類型特低滲透砂岩油藏經濟合理井網密度進行了預測（圖10）。淺層低壓特低滲透砂岩油藏的經濟合理井網密度爲20口/km2，對應的經濟合理注采井距爲158m；中(zhōng)深層常壓特低滲透砂岩油藏的經濟合理井網密度爲12.5口/km2，對應的經濟合理注采井距爲200m；深層高壓特低滲透砂岩油藏的經濟合理井網密度爲10 口/km2，對應的經濟合理注采井距爲224m。
圖10 不同類型特低滲透砂岩油藏經濟合理井網密度測算曲線
3.2.2 3 種不同類型特低滲透砂岩油藏合理注采井距技術适應性研究
由于特低滲透砂岩油藏存在啓動壓力梯度，流體(tǐ)滲流遵循非達西滲流規律。随着驅替壓力梯度的變化，存在多種滲流狀态，即當驅替壓力梯度小(xiǎo)于最小(xiǎo)啓動壓力梯度時，流體(tǐ)處于不流動狀态；當驅替壓力梯度大(dà)于最小(xiǎo)啓動壓力梯度而小(xiǎo)于臨界驅替壓力梯度時，流體(tǐ)将處于低速非線性流動狀态；當驅替壓力梯度大(dà)于臨界驅替壓力梯度時，流體(tǐ)處于拟線性滲流狀态（圖11）。因此，對于特低滲透油藏存在技術極限洩油半徑（驅替壓力梯度等于最小(xiǎo)啓動壓力梯度處對應的洩油半徑），即存在技術極限注采井距。當實際的注采井距大(dà)于技術極限注采井距時，将不能建立連通有效的驅替壓力系統，井間存在不流動區，導緻水井附近蹩壓，注不進水；油井形成低壓區，采不出油。所以，特低滲透砂岩油藏合理注采井距的确定，除考慮經濟因素外(wài)，必須考慮技術可行性。
圖11 流态分(fēn)布示意圖
應用岩心實驗獲得的最小(xiǎo)啓動壓力梯度公式與産量公式推導出的技術極限注采井距計算公式［11，12］，對3種不同類型特低滲透砂岩油藏的技術極限注采井距進行了計算。淺層低壓特低滲透砂岩油藏的技術極限注采井距爲90m；中(zhōng)深層常壓特低滲透砂岩油藏的技術極限注采井距爲80m；深層高壓特低滲透砂岩油藏的技術極限注采井距爲160m。
3.2.3 3 種不同類型特低滲透砂岩油藏合理注采井距的确定
特低滲透砂岩油藏合理注采井距的确定，應綜合考慮經濟合理注采井距和技術極限注采井距而定，即技術可行與經濟相對合理相結合。因此，特低滲透砂岩油藏合理注采井距确定的原則是：當技術極限注采井距大(dà)于經濟合理井距時，取經濟合理注采井距；當技術極限注采井距小(xiǎo)于經濟合理注采井距時，考慮壓裂作用，看壓裂工(gōng)藝水平能否補償經濟合理注采井距與技術極限注采井距之差，如能補償就采用經濟合理注采井距；如壓裂無法彌補經濟合理注采井距與技術極限注采井距之差，就考慮與經濟極限注采井距的關系，如果技術極限注采小(xiǎo)于經濟極限注采井距，考慮壓裂的作用，合理注采井距取經濟極限井距加三分(fēn)之一(yī)經濟合理注采井距與經濟極限注采井距之差。但如果壓裂工(gōng)藝水平無法彌補經濟合理注采井距和技術極限注采井距之差時，那麽該油藏就暫時無法經濟有效地動用。
根據以上原則，綜合經濟合理注采井距和技術極限注采井距計算結果，在考慮壓裂的情況下(xià)，合理注采井距可采用經濟合理注采井距。因此，淺層低壓特低滲透砂岩油藏、中(zhōng)深層常壓特低滲透砂岩油藏、深層高壓特低滲透砂岩油藏的合理注采井距可分(fēn)别取值爲其經濟合理注采井距：158m，200m，224m。
3.3 3 種不同類型特低滲透砂岩油藏合理開(kāi)采方式研究
由于特低滲透砂岩儲層壓力敏感性強，在降壓開(kāi)采過程中(zhōng)，孔滲傷害很大(dà)，裂縫系統更爲顯著。即使壓力再升高後，滲透率恢複也很小(xiǎo)，遠低于原始水平。儲層壓力敏感的不可逆性對特低滲透砂岩油藏開(kāi)發造成嚴重不利的影響。因此，研究注水時機，适時注水，對保證特低滲透油田的開(kāi)發效果具有重要的意義。
特低滲透油田原則上應保證早期同步注水，最好争取提前注水。但對于不同類型的特低滲透砂岩油藏應采用不同的注水時機：
（1）異常低壓特低滲透砂岩油藏：可考慮超前注水。因爲異常低壓特低滲透砂岩油藏可建立的驅替壓力梯度小(xiǎo)（在相同注采井距條件下(xià)），提前注水将有利于建立有效的壓力系統。實踐證實超前注水時機以3～6個月爲好，而超前注水壓力應保持在原始地層壓力的110%左右。
（2）常壓特低滲透砂岩油藏：可考慮同步注水。同步注水可避免因降壓造成的儲層傷害。
（3）異常高壓特低滲透砂岩油藏：對于欠壓實型異常高壓特低滲透砂岩油藏，注水時機可以适當推遲一(yī)些。因爲地層壓力本來就高，再加上油層滲透率特别低，如果早期注水，則需要的注水壓力很高。一(yī)般主張地層壓力降至靜水柱壓力時開(kāi)始注水。
4 結論
（1）本文從分(fēn)析控制滲流特征的三大(dà)要素出發，應用非達西及非線性彈性滲流理論研究了影響特低滲砂岩油藏驅替及開(kāi)采特征因素。研究表明，啓動壓力梯度（儲層滲透率）、儲層的彈塑性（油藏埋深、裂縫和油藏的壓力系統）是影響特低滲砂岩油藏驅替及開(kāi)采特征的決定因素。因此，油藏埋深、原始壓力系數和裂縫可作爲油藏的分(fēn)類參數，形成了特低滲透砂岩油藏分(fēn)類新的表征指标和方法。
（2）不同類型特低滲砂岩油藏的開(kāi)采特征研究表明：不同類型特低滲砂岩油藏具有明顯差異，從而說明特低滲砂岩油藏分(fēn)類新的表征指标和方法具有很好的适應性，用其進行分(fēn)類具有很好的代表性。
（3）針對特低滲透砂岩油藏的裂縫發育、非達西滲流、壓力敏感性強等特性，通過井網與裂縫最佳匹配、合理注采井距和合理注水時機等研究，形成了不同類型特低滲透砂岩油藏有效開(kāi)發的油藏工(gōng)程技術：①裂縫性特低滲透砂岩油藏最佳匹配井網形式爲五點法矩形井網、注水井排與裂縫方向一(yī)緻；②不同類型特低滲透砂岩油藏應采用不同的井網密度，研究認爲淺層低壓特低滲透砂岩油藏、中(zhōng)深層常壓特低滲透砂岩油藏、深層高壓特低滲透砂岩油藏的合理注采井距分(fēn)别取158m，200m，224m；③不同類型特低滲透砂岩油藏應采用不同的注水時機，淺層低壓特低滲透砂岩油藏應提前注水，超前注水時機以3～6個月爲好，而超前注水壓力應保持在原始地層壓力的110%左右；中(zhōng)深層常壓特低滲透砂岩油藏應同步注水；深層高壓特低滲透砂岩油藏應在地層壓力降至靜水柱壓力左右時開(kāi)始注水。
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