砂岩透镜体岩性油气藏早在20世纪30年代就有发现^[1]，随着油气勘探的不断深入，越来越多的砂岩透镜体岩性油气藏不断被发现，而且该类油气藏地质储量十分可观，因此日益受到人们的重视，逐渐成为增加油气储量的重要研究方向之一^[2-4]。砂岩透镜体岩性油藏是指由同时沉积的泥岩所包围的、完全充满油气或部分充满油气的断续条带状砂体或透镜状砂体形成的一类油藏^[5-7]。其典型特征为扇体规模小、随机性强，砂体呈多个孤立的土豆状产出，呈“蜂窝状”分布，从而形成平面上砂体分布零散的特征。该类油藏在开发过程中使用一套规则井网难以很好地控制砂体，易出现井网注采不完善的弊病^[8-10]，如无井钻遇、无井生产、有注无采、有采无注等。目前众多学者对低渗透油藏开发合理井网的研究认为注采井网适应性差是造成低渗透油田注水开发矛盾的主要原因之一^[11-13]，而目前对透镜体低渗透岩性油藏的合理井网井距研究较少。因此，基于透镜体低渗透岩性油藏的地质特征，结合油藏工程知识，利用理论推导和数值模拟等方法，优选该类油藏合理的井网井距，在考虑不同注采总井数的情况下，推导最优井网的井距计算公式，并绘制相应的计算图版，以期进一步丰富并完善该类油藏的井网适配研究，进而达到有效开发的目的。

以胜利油田透镜体低渗透岩性油藏为例，目前该类油藏绝大部分发育在东营凹陷的三角洲前缘-浊积扇沉积体系中，以滑塌浊流沉积为主。浊积扇沉积相分为无根浊积扇和水道浊积扇^[14-16]，本文主要对无根浊积扇的透镜体低渗透岩性油藏进行研究。无根浊积扇主要分为扇核和扇缘2种亚相^[17-19]，多呈不规则圆形、椭圆形分布，且二者平面物性差异较大，致使该类油藏开发时核部水淹严重，扇缘部水驱效果较差。结合某透镜体岩性油藏属性数据，建立相应的理论模型（图 1），模拟区块面积为1.8 km²，采用角点网格，选取网格步长为10 m×10m，纵向上分为3层，总的模拟网格节点数为56 502个。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 理论模型的渗透率（a）和孔隙度（b）分布 Fig. 1 Permeability(a)and porosity(b)distribution graph of theoretical model

注水补充能量开发的低渗透油藏，一般采用面积注水方式，但是面积注水开发油田采用何种井网形式、如何进行合理部署直接关系到注水开发的成败^[20-22]。一般情况下，低渗透油藏开发初期部署正方形面积井网，但由于透镜体低渗透岩性油藏平面上非均质性较强，扇核和扇缘亚相物性差异较大^[3]，易导致透镜体岩性油藏扇核部高度水淹，扇缘部注水困难等问题^[12]，常规的正方形面积井网适配性差，难以形成均衡注采，开发效果不理想。因此针对这一特征，提出基于相控剩余油条件下的核注翼采环形井网，设计正方形五点法井网[图 2（a）]与核注翼采环形井网[图 2（b）]这2种井网形式，并运用数值模拟方法对这2种井网形式的开发效果进行了对比与分析。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 正方形五点法井网（a）和核注翼采环形井网（b）示意图 Fig. 2 Diagram showing square five point well pattern(a)and ring well pattern of core injection and wing production(b)

数值模拟结果表明：当部署正方形五点法井网时，由于该类油藏扇核部物性较好，扇缘部物性差，扇缘部注水井的井底注入压力接近70 MPa，折算井口压力平均约为46 MPa[图 3（a）]，注水困难，导致扇缘部采油井能量难以得到补充，实际注采强度低，注采对应率低；扇核部注水井注水突进快，易造成扇核部采油井水淹严重，剩余油主要分布在物性差的扇缘部[图 3（b）]，整体波及系数较低。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 正方形五点法井网等压线图（a）和剩余油分布（b） Fig. 3 Isobaric chart(a)and residual oil distribution(b)of square five point well pattern

核注翼采环形井网使注水井的注入压力由五点法井网的近70 MPa下降到近50 MPa，折算井口压力平均约为26 MPa[图 4（a）]，较五点法井网的46 MPa下降了20 MPa，解决了注水井憋压问题，实现了有效注水，同时建立了油水井之间的有效驱替系统，提高了翼部动用程度。核注翼采环形井网[图 4（b）]能利用扇核部水淹特征，发挥扇核部物性好的优势，通过核部注水，能实现有效驱替，及时补充地层能量，增大波及系数，从而达到提高油藏采收率的目的。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 核注翼采环形井网等压线图（a）和剩余油分布（b） Fig. 4 Isobaric chart(a)and residual oil distribution(b)of ring well pattern of core injection and wing production

对于含油面积大于0.5 km²、长短轴比≈1、形状近圆形的透镜体岩性砂体，能够形成较规则的注采井网，采用核注翼采环形井网适配性较强。因此在保证油水井总数不变的基础上，设计核注翼采正对环形井网[图 5（a）]和交错环形井网[图 5（b）]2种部署方案，并对开发效果进行数值模拟研究。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 核注翼采正对环形井网（a）和核注翼采交错环形井网（b）示意图 Fig. 5 Diagram showing opposite(a)and cross(b)ring well pattern of core injection and wing production

数值模拟结果表明：核注翼采正对环形井网的注采井数比为1:1，注采强度大，但由于外环采油井间距大，采油井之间剩余油较富集[图 6（a）]，对翼部储量控制程度较低，同时油水井位置正对，油水井间流线较密集[图 6（b）]，导致注入水单向突破较快，整体波及系数仅为0.57；对于核注翼采交错环形井网，其注采井数比相对合理，对翼部储量控制程度高[图 7（a）]，且油水井位置交错，油水井间流线分布较均匀[图 7（b）]，不会造成注入水单向推进，整体波及系数达到0.72。通过采出程度变化曲线（图 8）可以看出，核注翼采交错环形井网采出程度为26%，正对环形井网采出程度为22%。因此，该类透镜体岩性油藏采用核注翼采交错环形井网开发效果较好。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 核注翼采正对环形井网剩余油（a）及流线（b）分布 Fig. 6 Residual oil(a)and streamline(b)distribution of the opposite ring well pattern of core injection and wing production

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 核注翼采交错环形井网剩余油（a）及流线（b）分布 Fig. 7 Residual oil(a)and streamline(b)distribution of the cross ring well pattern of core injection and wing production

图 8

Fig. 8

下载eps/tif图 图 8 采出程度变化曲线 Fig. 8 Curves of recovery degree

在核注翼采交错环形井网的基础上，控制油水井总数不变，设计注采井数比分别为1:2[图 9（a）]和1:3[图 9（b）]2种方案，通过数值模拟进行注采井数比优化。

图 9

Fig. 9

下载eps/tif图 图 9 不同注采井数比下核注翼采交错环形井网示意图 Fig. 9 Diagram showing cross ring well pattern of core injection and wing production under different ratios of injection production well numbers

数值模拟结果表明：注采井数比为1: 2时，扇核部注水井与外翼部采油井间的等压线稀疏且平缓[图 10（a）]，注水井能够满足配注要求，从而实现均衡注采；当注采井数比为1: 3时，从等压线[图 10（b）]变化情况来看，扇核部注水井与外翼部采油井间的等压线密集且坡度陡。从采油井间压力剖面图（图 11）来看，注水井井口压力超过40 MPa，反映出注水井憋压，注水效果变差，难以实现均衡注采。因此，当注采井数比过大时，在相同采油速度下，扇核部注水井负担过重（注入压力大），难以完成配注要求，整体开发效果变差。故该类油藏应采用注采井数比为1: 2的核注翼采交错环形井网，以达到理想开发效果。

图 10

Fig. 10

下载eps/tif图 图 10 不同注采井数比下核注翼采交错环形井网等压线 Fig. 10 Isobar map of cross ring well pattern of core injection and wing production under different ratios of injection production well numbers

图 11

Fig. 11

下载eps/tif图 图 11 油水井间压力分布曲线 Fig. 11 Pressure curves between oil and water wells

如图 12所示，环距近似为油水井之间的注采井距，井距为同环上相邻采油井或者注水井距离。为保证油水井间能够建立有效驱替，要求环距等于技术注采井距。为保证注水井驱动范围最大，要求扇核部注水井间距离等于技术注采井距。

图 12

Fig. 12

下载eps/tif图 图 12 核注翼采交错环形井网示意图 Fig. 12 Diagram showing cross ring well pattern of core injection and wing production

取核注翼采交错环形井网的注采单元（图 13），在考虑不同注采井数的条件下，推导核注翼采环形井网采油井井距的计算公式为

图 13

Fig. 13

下载eps/tif图 图 13 核注翼采环形井网注采单元示意图 Fig. 13 Diagram showing the units of ring well pattern of core injection and wing production

其中：

式中：α为相邻油井所对圆心角角度，（°）；r为内环半径，m；R为技术注采井距，m；N_油井为油井数，口；N_水井为水井数，口；L为采油井井距，m。

依据上述公式，建立不同注采井数比下的环距与采油井井距的计算图版（图 14）。结果表明：核注翼采交错环形井网的采油井井距与环距呈线性关系，采油井井距随环距的增加而增大；在环距相同的条件下，注采总井数越大，计算的采油井井距越小。当采用3注6采交错环形井网、环距为200 m时，最优采油井井距为300 m；当采用4注8采交错环形井网、环距为200 m时，最优采油井井距为250 m。

图 14

Fig. 14

下载eps/tif图 图 14 不同注采井数条件下环距与采油井井距的计算图版 Fig. 14 Calculation chart of ring spacing and oil well spacing at different ratios of injection production well numbers

（1）由于透镜体低渗透岩性油藏平面上非均质性较强，扇核和扇缘亚相物性差异较大，当部署正方形五点法井网时，扇核部采油井水淹严重，扇缘部注水井注水困难，易造成注水井憋压，实际注采强度低，整体波及系数较低。

（2）在透镜体低渗透岩性油藏中采用核注翼采环形井网可以充分利用核部水淹特征，发挥扇核部物性好的优势，使注水井注入压力平均降低了20 MPa，解决了注水井憋压的问题，进而实现有效注水；同时建立了油水井之间的有效驱替系统，提高了扇缘部动用程度。

（3）对于含油面积大于0.5 km²、长短轴比≈1，形状近圆形的透镜体岩性砂体，采用注采井数比为1:2的核注翼采交错环形井网开发效果较好。在考虑不同注采井数的条件下，推导并建立了核注翼采环形井网采油井井距的计算公式以及计算图版。核注翼采交错环形井网的采油井井距与环距呈线性关系，即采油井井距随环距增加而增大。在环距相同的条件下，注采总井数越多，最优采油井井距越小。当采用3注6采和4注8采交错环形井网，环距为200 m时，最优采油井井距分别为300 m和250 m。