本實(shí)用新型涉及油藏開采技術(shù)領(lǐng)域，尤其涉及一種改善薄互層狀海綠石砂巖油藏水驅(qū)效果的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

背景技術(shù)：

海綠石砂巖碎屑顆粒組分主要為石英和海綠石，以顆粒支撐結(jié)構(gòu)為特征，填隙物含量較少。儲(chǔ)層以中-低孔隙度、中-低滲透率儲(chǔ)層類型為主，縱向上，滲透率隨著海綠石的含量減少由上至下而增大。該類油藏儲(chǔ)層物性差，儲(chǔ)量豐度低，地層能量不足，孔喉細(xì)小，表面吸附大，可動(dòng)流體飽和度低，流體滲流阻力大，具有顯著的非線性特征，自然產(chǎn)能極低，產(chǎn)量遞減快，穩(wěn)產(chǎn)難度大，導(dǎo)致一次采收率偏低。

對(duì)于底部滲透性較好的油藏，綜合考慮底部油藏的地質(zhì)特征，重點(diǎn)考慮巖性變化特征和滲透率的方向性，分析認(rèn)為采用常規(guī)的面積井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，就可以獲得相對(duì)較高的采收率。但對(duì)于頂部滲透性極低的油藏，在注水開發(fā)過程中，常規(guī)的面積井網(wǎng)部署，在開發(fā)初期起到一定效果，隨著油井見水，出現(xiàn)嚴(yán)重的平面矛盾，水井注不進(jìn)，油井采不出，大大降低了注入水的波及體積和油田的開發(fā)效果，導(dǎo)致油藏處于低產(chǎn)低效的半癱瘓狀態(tài)。

國內(nèi)外針對(duì)低滲透油藏現(xiàn)有的注水技術(shù)主要是井網(wǎng)加密，通過縮小注水井和采油井排的距離，提高注水面積波及系數(shù)，進(jìn)而改善油藏水驅(qū)效果；或是通過酸化壓裂等工藝措施，改善儲(chǔ)層物性特征，增加油藏滲透率，提高油藏采收率。無論是井網(wǎng)加密還是酸化壓裂，都會(huì)使建設(shè)投資成本大幅提高，經(jīng)濟(jì)效益顯著下降。而目前的直井和水平井聯(lián)合井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，也沒有與油藏的地質(zhì)特征緊密的相結(jié)合，不能最大程度的動(dòng)用油藏的儲(chǔ)量。同時(shí)，目前國內(nèi)外對(duì)海綠石這類礦物的研究也比較稀缺。

綜上所述，現(xiàn)有的針對(duì)這種縱向上滲透性漸變明顯的海綠石油藏的井網(wǎng)水驅(qū)效果不顯著，因此，有必要提供一套合理的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，同時(shí)最大限度的動(dòng)用油藏頂部和底部的儲(chǔ)量，使油藏注水充分受效，獲得較高的面積波及系數(shù)，改善油藏水驅(qū)效果，保證油藏合理的注采平衡，實(shí)現(xiàn)油田較長時(shí)間穩(wěn)產(chǎn)，提高油藏的采收率成為了本領(lǐng)域亟待解決的問題。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

鑒于現(xiàn)有技術(shù)的不足，本實(shí)用新型的目的是提供一種井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，以能夠結(jié)合薄互層狀海綠石砂巖油藏的地質(zhì)特征，考慮油藏巖性變化特征和滲透率的方向性，改善薄互層狀海綠石砂巖油藏水驅(qū)效果。

本實(shí)用新型采用如下技術(shù)方案解決以上技術(shù)問題：

一種井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，包括多口水平生產(chǎn)井、多口直井生產(chǎn)井、以及直井注水井；其中，所述多口水平生產(chǎn)井位于油藏的位置高于所述多口直井生產(chǎn)井位于油藏的位置；所述油藏為薄互層狀海綠石砂巖油藏。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，所述多口水平生產(chǎn)井位于所述油藏的頂部，所述多口直井生產(chǎn)井位于所述油藏的底部。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，所述直井生產(chǎn)井具有第一射開部；所述第一射開部位于油藏隔層以下；

所述直井注水井具有第二射開部；所述第二射開部位于油藏隔層以下；所述第二射開部位于所述第一射開部的下方。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，所述油藏含水率小于80％，所述多口直井生產(chǎn)井與所述直井注水井呈至少一個(gè)反九點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，所述直井生產(chǎn)井的數(shù)量為13口，所述直井注水井的數(shù)量為2口；所述多口直井生產(chǎn)井與所述直井注水井形成兩個(gè)反九點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，所述水平生產(chǎn)井的水平段垂直于潮道方向，沿所述潮道方向射孔。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，所述反九點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)包括8口所述直井生產(chǎn)井、以及1口所述直井注水井；其中，4口所述直井生產(chǎn)井分別位于一矩形4個(gè)頂點(diǎn)位置，其余4口所述直井生產(chǎn)井分別位于所述矩形的4個(gè)邊線的中間位置；1口所述直井注水井位于所述矩形的中心位置；

所述反九點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)中設(shè)有2口水平生產(chǎn)井，2口所述水平生產(chǎn)井沿所述矩形長度方向位于所述直井注水井的兩側(cè)。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，所述矩形的長度方向與潮道方向平行。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，2口所述水平生產(chǎn)井沿所述潮道方向的距離為300米，所述水平生產(chǎn)井與所述直井注水井沿所述潮道方向的距離為150米。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，沿所述潮道方向，所述直井生產(chǎn)井與所述直井注水井的距離為300-350米；垂直于所述潮道方向，所述直井生產(chǎn)井與所述直井注水井的距離為200-250米。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，所述直井生產(chǎn)井與所述直井注水井的射孔位置以及射孔段長度相同。

一種井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，包括多口水平生產(chǎn)井、多口直井生產(chǎn)井、多口直井轉(zhuǎn)注井、以及直井注水井；其中，所述多口水平生產(chǎn)井位于油藏的位置高于所述多口直井生產(chǎn)井位于油藏的位置；所述油藏為薄互層狀海綠石砂巖油藏。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，所述油藏含水率大于80％，所述多口直井生產(chǎn)井、所述直井注水井以及所述多口直井轉(zhuǎn)注井呈至少一個(gè)直線排狀井網(wǎng)結(jié)構(gòu)；所述多口水平生產(chǎn)井與所述直井轉(zhuǎn)注井呈五點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，所述水平生產(chǎn)井與所述直井轉(zhuǎn)注井全部射開；所述水平生產(chǎn)井位于油藏隔層以上；所述水平生產(chǎn)井的水平段垂直于潮道方向，沿所述潮道方向射孔。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，所述直線排狀井網(wǎng)結(jié)構(gòu)包括6口所述直井生產(chǎn)井、2口所述直井轉(zhuǎn)注井、以及1口所述直井注水井；

其中，4口所述直井生產(chǎn)井分別位于一矩形4個(gè)頂點(diǎn)位置，其余2口所述直井生產(chǎn)井分別位于所述矩形的2個(gè)相對(duì)邊線的中間位置；2口所述直井轉(zhuǎn)注井分別位于所述矩形的剩余2個(gè)相對(duì)邊線的中間位置；1口所述直井注水井位于所述矩形的中心位置；

所述直線排狀井網(wǎng)結(jié)構(gòu)中設(shè)有2口水平生產(chǎn)井，2口所述水平生產(chǎn)井沿所述矩形長度方向位于所述直井注水井的兩側(cè)。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，相鄰兩個(gè)直線排狀井網(wǎng)結(jié)構(gòu)中的4口水平生產(chǎn)井與1口所述直井轉(zhuǎn)注井形成所述五點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，所述矩形的長度方向與潮道方向平行。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，2口所述水平生產(chǎn)井沿潮道方向的距離為300米，所述水平生產(chǎn)井與所述直井注水井沿潮道方向的距離為150米。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，沿所述潮道方向，所述直井生產(chǎn)井與所述直井注水井的距離為300-350米；垂直于所述潮道方向，所述直井生產(chǎn)井與所述直井注水井的距離為200-250米。

作為一種優(yōu)選的實(shí)施方式，該井網(wǎng)結(jié)構(gòu)由如上任一實(shí)施方式所述的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)注形成。

通過以上描述可以看出，本實(shí)用新型的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)依據(jù)薄互層狀海綠石砂巖油藏的地質(zhì)結(jié)構(gòu)特征，通過將水平生產(chǎn)井位于油藏的位置高于所述多口直井生產(chǎn)井位于油藏的位置，可以與油藏的地質(zhì)特征緊密的相結(jié)合，并且考慮了油藏巖性變化特征和滲透率的方向性，能夠有效改善薄互層狀海綠石砂巖油藏水驅(qū)效果。

參照后文的說明和附圖，詳細(xì)公開了本實(shí)用新型的特定實(shí)施方式，指明了本實(shí)用新型的原理可以被采用的方式。應(yīng)該理解，本實(shí)用新型的實(shí)施方式在范圍上并不因而受到限制。在所附權(quán)利要求的精神和條款的范圍內(nèi)，本實(shí)用新型的實(shí)施方式包括許多改變、修改和等同。

針對(duì)一種實(shí)施方式描述和/或示出的特征可以以相同或類似的方式在一個(gè)或更多個(gè)其它實(shí)施方式中使用，與其它實(shí)施方式中的特征相組合，或替代其它實(shí)施方式中的特征。

應(yīng)該強(qiáng)調(diào)，術(shù)語“包括/包含”在本文使用時(shí)指特征、整件、步驟或組件的存在，但并不排除一個(gè)或更多個(gè)其它特征、整件、步驟或組件的存在或附加。

附圖說明

為了更清楚地說明本實(shí)用新型實(shí)施例或現(xiàn)有技術(shù)中的技術(shù)方案，下面將對(duì)實(shí)施例或現(xiàn)有技術(shù)描述中所需要使用的附圖作簡單地介紹，顯而易見地，下面描述中的附圖僅僅是本實(shí)用新型的一些實(shí)施例，對(duì)于本領(lǐng)域技術(shù)人員來講，在不付出創(chuàng)造性勞動(dòng)性的前提下，還可以根據(jù)這些附圖獲得其他的附圖。

圖1是本實(shí)用新型一種實(shí)施方式提供的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)的平面配置關(guān)系示意圖；

圖2是圖1井網(wǎng)結(jié)構(gòu)的切面配置關(guān)系示意圖；

圖3是油水相對(duì)滲透率曲線；

圖4是不同井網(wǎng)條件下的采收率對(duì)比曲線；

圖5是不同轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)條件下的采收率對(duì)比曲線；

圖6是不同垂直于潮道方向的井距條件下的采收率對(duì)比曲線；

圖7是不同潮道方向的井距條件下的采收率對(duì)比曲線；

圖8是不同采液速度條件下的采收率對(duì)比曲線；

圖9是水敏傷害試驗(yàn)曲線；

圖10是鹽敏傷害試驗(yàn)曲線。

具體實(shí)施方式

為了使本技術(shù)領(lǐng)域的人員更好地理解本申請(qǐng)中的技術(shù)方案，下面將結(jié)合本申請(qǐng)實(shí)施例中的附圖，對(duì)本申請(qǐng)實(shí)施例中的技術(shù)方案進(jìn)行清楚、完整地描述，顯然，所描述的實(shí)施例僅僅是本申請(qǐng)一部分實(shí)施例，而不是全部的實(shí)施例?；诒旧暾?qǐng)中的實(shí)施例，本領(lǐng)域普通技術(shù)人員在沒有做出創(chuàng)造性勞動(dòng)的前提下所獲得的所有其他實(shí)施例，都應(yīng)當(dāng)屬于本實(shí)用新型保護(hù)的范圍。

需要說明的是，當(dāng)元件被稱為“設(shè)置于”另一個(gè)元件，它可以直接在另一個(gè)元件上或者也可以存在居中的元件。當(dāng)一個(gè)元件被認(rèn)為是“連接”另一個(gè)元件，它可以是直接連接到另一個(gè)元件或者可能同時(shí)存在居中元件。本文所使用的術(shù)語“垂直的”、“水平的”、“左”、“右”以及類似的表述只是為了說明的目的，并不表示是唯一的實(shí)施方式。

除非另有定義，本文所使用的所有的技術(shù)和科學(xué)術(shù)語與屬于本實(shí)用新型的技術(shù)領(lǐng)域的技術(shù)人員通常理解的含義相同。本文中在本實(shí)用新型的說明書中所使用的術(shù)語只是為了描述具體的實(shí)施方式的目的，不是旨在于限制本實(shí)用新型。本文所使用的術(shù)語“和/或”包括一個(gè)或多個(gè)相關(guān)的所列項(xiàng)目的任意的和所有的組合。

請(qǐng)參閱圖1及圖2，為本實(shí)施方式提供的一種井網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖，在本實(shí)施方式中，該井網(wǎng)結(jié)構(gòu)包括多口水平生產(chǎn)井(H1至H4)、多口直井生產(chǎn)井(P1至P13)、以及直井注水井(I1、I2)；其中，所述多口水平生產(chǎn)井(H1至H4)位于油藏的位置高于所述多口直井生產(chǎn)井(P1至P13)位于油藏的位置；所述油藏為薄互層狀海綠石砂巖油藏。

薄互層狀海綠石砂巖油藏可以為該種油藏：頂部油藏海綠石含量高，滲透率低，底部油藏海綠石含量低，滲透性好，油藏中部還有泥質(zhì)含量極高的夾層分布。其中，該油藏自上而下，海綠石含量越來越少，儲(chǔ)層滲透性越來越好，頂部海綠石含量豐富，油藏滲透率低；底部海綠石含量少，油藏滲透率較高。

通過以上描述可以看出，本實(shí)施方式的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)依據(jù)薄互層狀海綠石砂巖油藏的地質(zhì)結(jié)構(gòu)特征，通過將水平生產(chǎn)井(H1至H4)位于油藏的位置高于所述多口直井生產(chǎn)井(P1至P13)位于油藏的位置，可以與油藏的地質(zhì)特征緊密的相結(jié)合，并且考慮了油藏巖性變化特征和滲透率的方向性，能夠有效改善薄互層狀海綠石砂巖油藏水驅(qū)效果。

在本實(shí)施方式中，水平生產(chǎn)井(H1至H4)、直井生產(chǎn)井(P1至P13)均用于開采原油，也可以稱為采油井。直井注水井(I1、I2)以及下述直井轉(zhuǎn)注井(I3、I4、I5)均用于向儲(chǔ)層注水，也可以稱為注水井。水平生產(chǎn)井(H1至H4)所在油藏的位置，即為水平生產(chǎn)井(H1至H4)所對(duì)應(yīng)開采儲(chǔ)層位置，也可以理解為水平生產(chǎn)井(H1至H4)的水平段所在油藏位置。相對(duì)應(yīng)的，直井生產(chǎn)井(P1至P13)所在油藏位置，即為直井生產(chǎn)井(P1至P13)所對(duì)應(yīng)開采儲(chǔ)層位置。

在本實(shí)施方式中，所述直井生產(chǎn)井(P1至P13)與所述直井注水井(I1、I2)的生產(chǎn)特征相同，以更好的適應(yīng)薄互層狀海綠石砂巖油藏的開采，具體的，所述直井生產(chǎn)井(P1至P13)與所述直井注水井(I1、I2)的射孔位置以及射孔段長度相同。為更好的適應(yīng)地質(zhì)特征，所述多口水平生產(chǎn)井(H1至H4)位于所述油藏的頂部，所述多口直井生產(chǎn)井(P1至P13)位于所述油藏的底部。

其中，水平生產(chǎn)井(H1至H4)及直井生產(chǎn)井(P1至P13)均開設(shè)有射孔，射孔會(huì)分布形成一定長度的射孔段?？紤]到油藏含水率在開采過程中的變化，在油藏含水率較低時(shí)，所述直井生產(chǎn)井(P1至P13)具有第一射開部；第一射開部為直井生產(chǎn)井(P1至P13)的部分射孔段，所述第一射開部位于油藏隔層以下，以開采油藏隔層以下的原油。此時(shí)，第一射開部還可以射開滲透性較好的儲(chǔ)層。

所述直井注水井(I1、I2)具有第二射開部，第二射開部為直井注水井(I1、I2)的部分射孔段；所述第二射開部位于油藏隔層以下，以向油藏隔層以下注水。其中，所述第二射開部位于所述第一射開部的下方。

在本實(shí)施方式中，所述油藏含水率小于80％，所述多口直井生產(chǎn)井(P1至P13)與所述直井注水井(I1、I2)呈至少一個(gè)反九點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)。其中，如圖1所示的一個(gè)實(shí)施例中，所述直井生產(chǎn)井(P1至P13)的數(shù)量可以為13口，所述直井注水井(I1、I2)的數(shù)量為2口；所述多口直井生產(chǎn)井(P1至P13)與所述直井注水井(I1、I2)形成兩個(gè)反九點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)。所述水平生產(chǎn)井(H1至H4)的水平段垂直于潮道方向(沉積方向)，沿所述潮道方向射孔。

在該實(shí)施例中，所述反九點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)包括8口所述直井生產(chǎn)井(P1至P3、P6、P7、P9至P11)、以及1口所述直井注水井I1；其中，4口所述直井生產(chǎn)井(P1、P3、P9、P11)分別位于一矩形4個(gè)頂點(diǎn)位置，其余4口所述直井生產(chǎn)井(P2、P6、P7、P10)分別位于所述矩形的4個(gè)邊線的中間位置；1口所述直井注水井I1位于所述矩形的中心位置；

在該實(shí)施例中，所述反九點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)中設(shè)有2口水平生產(chǎn)井H1、H3，2口所述水平生產(chǎn)井H1、H3沿所述矩形長度方向位于所述直井注水井I1的兩側(cè)。所述矩形的長度方向與潮道方向(也可以認(rèn)為為沉積方向)平行。

請(qǐng)繼續(xù)參閱圖1，在另一個(gè)實(shí)施方式中提供一種井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，包括多口水平生產(chǎn)井(H1至H4)、多口直井生產(chǎn)井(P1至P5、P9至P13)、多口直井轉(zhuǎn)注井(I3、I4、I5)、以及直井注水井；其中，所述多口水平生產(chǎn)井位于油藏的位置高于所述多口直井生產(chǎn)井位于油藏的位置；所述油藏為薄互層狀海綠石砂巖油藏。

在本實(shí)施方式中，所述油藏含水率大于80％，所述多口直井生產(chǎn)井(P1至P5、P9至P13)、所述直井注水井(I1、I2)以及所述多口直井轉(zhuǎn)注井(I3、I4、I5)呈至少一個(gè)直線排狀井網(wǎng)結(jié)構(gòu)；所述多口水平生產(chǎn)井(H1至H4)與所述直井轉(zhuǎn)注井I4呈五點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

其中，參閱圖1及圖2可以看出，本實(shí)施方式的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)可以由上述實(shí)施方式的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)注形成。在本實(shí)施方式的薄互層狀海綠石砂巖油藏的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)中，所述在圖1所在平面(或紙面)上所述直井生產(chǎn)井(P1至P13)和直井注水井I1、I2在油藏含水80％以前呈反九點(diǎn)井網(wǎng)分布，在油藏含水80％以后，對(duì)邊井P6、P7、P8進(jìn)行轉(zhuǎn)注，使得直井生產(chǎn)井(P1至P5、P9至P13)和直井注水井I1、I2呈直線排狀井網(wǎng)，水平生產(chǎn)井(H1至H4)和直井轉(zhuǎn)注井I4呈五點(diǎn)井網(wǎng)分布的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

在本實(shí)施方式中，所述直井注水井I1、I2與所述直井轉(zhuǎn)注井I3、I4、I5全部射開，此時(shí)，所述直井注水井I1、I2與所述直井轉(zhuǎn)注井I3、I4、I5的射孔段的射孔全部打開用于注水。所述水平生產(chǎn)井H1、H2、H3、H4位于油藏隔層以上；所述水平生產(chǎn)井H1、H2、H3、H4的水平段垂直于潮道方向，沿所述潮道方向射孔。

在如圖1所示的實(shí)施例中，所述直井生產(chǎn)井(P1至P5、P9至P13)的數(shù)量為10口，所述直井注水井I1、I2的數(shù)量為2口；所示直井轉(zhuǎn)注井(I3、I4、I5)的數(shù)量為3口，所述多口直井生產(chǎn)井(P1至P5、P9至P13)與所述直井注水井I1、I2形成兩個(gè)反九點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

在該實(shí)施例中，一個(gè)所述直線排狀井網(wǎng)結(jié)構(gòu)包括6口所述直井生產(chǎn)井(P1至P3、P9至P11)、2口所述直井轉(zhuǎn)注井(I3、I4)、以及1口所述直井注水井I1。其中，4口所述直井生產(chǎn)井P1、P5、P9、P11分別位于一矩形4個(gè)頂點(diǎn)位置，其余2口所述直井生產(chǎn)井P2、P10分別位于所述矩形的2個(gè)相對(duì)邊線的中間位置；2口所述直井轉(zhuǎn)注井I3、I4分別位于所述矩形的剩余2個(gè)相對(duì)邊線的中間位置；1口所述直井注水井I1位于所述矩形的中心位置。

在該實(shí)施例中，所述直線排狀井網(wǎng)結(jié)構(gòu)中設(shè)有2口水平生產(chǎn)井H1、H3，2口所述水平生產(chǎn)井H1、H3沿所述矩形長度方向位于所述直井注水井I1的兩側(cè)。相鄰兩個(gè)直線排狀井網(wǎng)結(jié)構(gòu)中的4口水平生產(chǎn)井H1、H2、H3、H4與1口所述直井轉(zhuǎn)注井I4形成所述五點(diǎn)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

本實(shí)施方式的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)通過油藏底部直井生產(chǎn)井與直井注水井反九點(diǎn)法井與油藏頂部直井注水井與水平生產(chǎn)井相結(jié)合的五點(diǎn)法網(wǎng)結(jié)構(gòu)，最大程度的提高了中低滲油藏的采收率，且與注水時(shí)機(jī)無關(guān)。

下面通過建立合理的地質(zhì)模型，篩選建立一套較佳的均勻網(wǎng)格系統(tǒng)。其中，XY方向的網(wǎng)格步長均為10m，縱向上劃分為6個(gè)模擬層，其中1、2、4、5和6層厚度均為3米，3層厚度為1m，油層埋深2900m，1、2層為海綠石分布密集的低空低滲透儲(chǔ)層，平均孔隙度為12％，x方向垂直于潮道方向，平均滲透率為20md，y方向即為潮道方向，平均滲透率為45md，3層為泥質(zhì)含量極高的隔層，平均孔隙度5％，平均滲透率為1md，4、5、6層海綠石分布減少，儲(chǔ)層物性漸好，為中孔中滲透儲(chǔ)層，平均孔隙度為18％，x方向平均滲透率分別為100md、150md和200md，y方向平均滲透率分別為300md、400md、450md?？v向滲透率為y方向的0.2倍。

油藏底部直井生產(chǎn)井和直井注水井分別建立直排井網(wǎng)(直線排狀井網(wǎng)結(jié)構(gòu))、交錯(cuò)井網(wǎng)、五點(diǎn)井網(wǎng)、七點(diǎn)井網(wǎng)、反七點(diǎn)井網(wǎng)、九點(diǎn)井網(wǎng)和反九點(diǎn)法井網(wǎng)地質(zhì)模型，油藏頂部水平井根據(jù)油藏底部不同生產(chǎn)井網(wǎng)進(jìn)行和合理的井位部署，水平生產(chǎn)井的水平段沿x方向，射孔沿y方向。模擬過程中使用的相對(duì)滲透率曲線如圖3所示。模型中所需要巖石和流體參數(shù)如下：原始?jí)毫?MPa：32MPa；飽和壓力/MPa：8.3MPa；地面原油密度/(g·cm^-3)：7.95g·cm^-3；地下原油粘度/(mPa·s)：3.5mPa·s；地層巖石壓縮系數(shù)/10^-3MPa^-1：1.0032×10^-3MPa^-1；地層水粘度/(mPa·s)：0.18mPa·s。

利用數(shù)值模擬預(yù)測(cè)研究，優(yōu)化生產(chǎn)井網(wǎng)。在油藏底部，對(duì)直線排狀井網(wǎng)、交錯(cuò)排狀井網(wǎng)、菱形五點(diǎn)井網(wǎng)、不規(guī)則七點(diǎn)井網(wǎng)、不規(guī)則反七點(diǎn)井網(wǎng)、不規(guī)則九點(diǎn)井網(wǎng)和不規(guī)則反九點(diǎn)井網(wǎng)共計(jì)7個(gè)方案進(jìn)行優(yōu)化篩選。

油藏頂部部署水平井，水平井分與上述排狀井網(wǎng)的注水井呈直線排狀對(duì)應(yīng)關(guān)系，與菱形五點(diǎn)井網(wǎng)的注水井呈五點(diǎn)井網(wǎng)，與不規(guī)則七點(diǎn)井網(wǎng)和不規(guī)則九點(diǎn)井的邊井注水井呈五點(diǎn)井網(wǎng)，與反七點(diǎn)和反九點(diǎn)的邊井轉(zhuǎn)注井呈五點(diǎn)井網(wǎng)。參見圖4的預(yù)測(cè)結(jié)果表明，在上述條件約束下，油藏底部為不規(guī)則的反九點(diǎn)井網(wǎng)。

本實(shí)施方式的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)通過優(yōu)選轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)，進(jìn)一步提高了油藏采收率，同時(shí)減少了鉆井投資成本。隨著油藏的開采，油藏底部邊井相對(duì)角井受效快，部分邊井將會(huì)達(dá)到水淹的程度，根據(jù)油藏綜合含水率的變化，將垂直于潮道方向已達(dá)到水淹的邊井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，在1-6層全部射開，使底部直井生產(chǎn)井與直井注水井變成直線排狀井網(wǎng)，頂部油藏水平生產(chǎn)井與直井轉(zhuǎn)注井(注水井)形成五點(diǎn)井網(wǎng)。分別在油藏含水率達(dá)到80％、85％和90％時(shí)進(jìn)行轉(zhuǎn)注，通過數(shù)值模擬，圖5預(yù)測(cè)的采收率分別為34.45％、31.13％，27.48％。由此可見，在油藏含水率達(dá)到80％進(jìn)行注水，含水率最高。

本實(shí)施方式的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)通過優(yōu)化井距，既保證了較高的采收率，又減少了井網(wǎng)建設(shè)投資成本。在薄互層狀海綠石砂巖油藏注水開發(fā)綜合含水率達(dá)到80％的條件下(即含水率大于80％)，開始對(duì)邊部油井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，并全部射開，至油藏含水率均達(dá)到98％時(shí)關(guān)井，計(jì)算采收率，固定潮道方向的井距，對(duì)菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)的垂直于潮道方向的井距在50m，100m，150m，200m，250m，300m總計(jì)六個(gè)方案進(jìn)行數(shù)值模擬預(yù)測(cè)研究，結(jié)果如圖6所示。

結(jié)果表明，井距在200m左右時(shí)，采收率最高，井距大于200m后，井距對(duì)采收率的影響不大，因此，垂直于潮道方向的直井生產(chǎn)井與直井生產(chǎn)井的水平距離為200m-250m。

在確定了垂直于潮道方向的井距，對(duì)菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)潮道方向的井距在250m，280m，300m，320m，350m，370m總計(jì)六個(gè)方案進(jìn)行數(shù)值模擬預(yù)測(cè)研究，結(jié)果如圖7所示。結(jié)果表明，潮道方向的井距在300-350m范圍內(nèi)，采收率相對(duì)較高，因此，潮道方向的直井生產(chǎn)井與直井生產(chǎn)井的水平距離為300-350m。

綜上，如圖1以及圖2所示的反九點(diǎn)井網(wǎng)中，沿所述潮道方向，所述直井生產(chǎn)井P2與所述直井注水井I1的距離為300-350米；垂直于所述潮道方向，所述直井生產(chǎn)井P6與所述直井注水井I1的距離為200-250米，直井注水井I1位于2口水平生產(chǎn)井H1、H3中間，具體的，2口所述水平生產(chǎn)井H1、H3沿所述潮道方向的距離為300米，所述水平生產(chǎn)井H1與所述直井注水井I1沿所述潮道方向的距離為150米。

所以，本實(shí)施方式中的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)考慮了滲透率的方向性，該油藏結(jié)合沉積相優(yōu)化井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，沿潮道方向滲透率大，直井生產(chǎn)井與注水井的距離大；垂直于潮道方向滲透率小，直井生產(chǎn)井與注水井距離近，確保波及體積，最大程度提高油藏動(dòng)用程度，改善油田開發(fā)效果。

本實(shí)施方式的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)通過控制直井生產(chǎn)井和水平井年采液速度，進(jìn)一步提高了薄互層狀海綠石砂巖油藏的采收率。在薄互層狀海綠石砂巖油藏注水開發(fā)綜合含水率達(dá)到80％的條件下，開始對(duì)邊部油井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，并全部射開，至油藏含水率均達(dá)到98％時(shí)關(guān)井，計(jì)算年采收率，直井生產(chǎn)井和水平井年采液速度為2％、4％、6％、8％、10％、12％共計(jì)6個(gè)方案進(jìn)行模擬預(yù)測(cè)研究，結(jié)果見圖8，圖8表明，直井生產(chǎn)井的年采液速度為6％-8％時(shí)，采收率最高達(dá)到34.45％，開發(fā)效果最好。

本實(shí)施方式通過水敏和鹽敏分析，優(yōu)選了注入水質(zhì)，進(jìn)一步提高了薄互層狀海綠石砂巖油藏的采收率。分別對(duì)蒸餾水、礦化度5000mg/L、10000mg/L和15000mg/L以及20000mg/L的鹽水進(jìn)行水敏試驗(yàn)，其對(duì)應(yīng)的累積注入倍數(shù)分別為110.8、84.2、52.9、25、25。通過圖9試驗(yàn)曲線可以看出，水敏損害程度極強(qiáng)，礦化度為15000mg/L的鹽水對(duì)儲(chǔ)層傷害最小。分別對(duì)蒸餾水、礦化度為5000mg/L、10000mg/L和15000mg/L以及20000mg/L的鹽水進(jìn)行鹽敏試驗(yàn)，通過圖10試驗(yàn)曲線可以看出，注入水的臨界礦化度為15000mg/L，儲(chǔ)層損害最小。

下面將通過一具體的實(shí)施例應(yīng)用來詳細(xì)描述本實(shí)用新型提供井網(wǎng)結(jié)構(gòu)及其優(yōu)點(diǎn)，以便更好地理解本實(shí)用新型。

本實(shí)用新型一實(shí)施例提供了一種海綠石多層砂巖水驅(qū)的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，M油田T油藏頂部海綠石分布密集，儲(chǔ)層滲透率低，從測(cè)井解釋成果表看出滲透率集中在10md-50md范圍內(nèi)，油藏中間富有隔層，隔層以下，海綠石含量減少，儲(chǔ)層滲透性變好，滲透率集中在100md-500md范圍內(nèi)，油藏油層總厚度為16m，隔層厚度1m，為潮道相沉積。

采用如圖1所示的組合井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，圖1中油藏組合井網(wǎng)結(jié)構(gòu)包括2口直井注水井(I1、I2)、13口直井生產(chǎn)井(P1至P13，包括3口轉(zhuǎn)注井I3、I4、I5)和位于油藏頂部的4口水平井(H1、H2、H3、H4)，具體井網(wǎng)結(jié)構(gòu)包括：選擇2個(gè)相鄰的組合注采井網(wǎng)作為注采井組。其中，沿潮道方向直井生產(chǎn)井P2與直井注水井I1之間的水平距離為300m，垂直于潮道方向，直井生產(chǎn)井P6與直井注水井I1的水平距離約為200m，直井生產(chǎn)井(P1至P13)在油藏隔層以下滲透性較好的儲(chǔ)層上部射開,射開厚度6m。

在油藏含水率達(dá)到80％以前，注水井I1、I2在油藏隔層以下的儲(chǔ)層底部射開，射開厚度為3m。在油藏含水率達(dá)到80％以后，邊部直井生產(chǎn)井P6、P7、P8轉(zhuǎn)注形成直井轉(zhuǎn)注井I3、I4、I5，注水井I1、I2、I3、I4、I5全部射開，射開厚度16m。水平生產(chǎn)井H1、H2、H3、H4位于油藏隔層以上海綠石分布密集滲透性較差的儲(chǔ)層頂部，水平段垂直于潮道方向，沿潮道方向射孔，水平段長度為300m。

S油田N油藏于2003-2004油藏投產(chǎn)一口井重新試采，試采時(shí)間短，采油量小，平均采油速度0.1％，采出程度為0.512％。之后關(guān)井停產(chǎn)。直到2010年油藏開始正式投入開發(fā)，到2012年共計(jì)投產(chǎn)直井生產(chǎn)井16口，平均單井日產(chǎn)油20bbl/d，油藏含水25％，采出程度2％，2013年1月油藏相繼部署了3個(gè)上述注采井網(wǎng)，在2014年9月直井單井日產(chǎn)油出現(xiàn)了最高值達(dá)到166bbl/t，水平井日產(chǎn)800bbl/d，截止到2015年3月，注采井組含水達(dá)到了80％，部分直井生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注，截止到2015年11月平均日產(chǎn)油達(dá)到了100bb/d，采出程度達(dá)到了7.99％，注水明顯見效，總體開發(fā)效果較好。

綜上所述，本實(shí)施方式的薄互層狀海綠石砂巖油藏的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)中，屬于中低滲油藏的注水開發(fā)技術(shù)，適用于薄互層狀油藏，通過合理的井網(wǎng)部署、優(yōu)化井距、優(yōu)化生產(chǎn)井的采液速度以及注水井和生產(chǎn)井的射孔方式，擴(kuò)大波及體積，可以有效提高油藏的采收率，改善開發(fā)效果。

本實(shí)施方式提供的針對(duì)海綠石多層砂巖井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，解決了在目前的這種滲透率低并且縱向上漸變的薄互層油藏注水開發(fā)效果不佳的矛盾。同時(shí)，該井網(wǎng)結(jié)構(gòu)適用于早期油藏底部采用直井井網(wǎng)注水開發(fā)，后期邊部水井轉(zhuǎn)注，頂部水平井主力采油的滲透率低并且縱向上漸變的薄互層油藏。

本實(shí)施方式提供低滲透并且縱向上漸變的薄互層油藏井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，擯棄了傳統(tǒng)低滲透薄互層水平壓裂的觀念，在保證了油藏較高采收率的前提下，降低開采工藝和井網(wǎng)建設(shè)的投資成本，實(shí)現(xiàn)了油藏開發(fā)效益的最大化，對(duì)改善低滲透并且縱向上漸變的薄互層水驅(qū)聚效果具有重要意義。

本文引用的任何數(shù)字值都包括從下限值到上限值之間以一個(gè)單位遞增的下值和上值的所有值，在任何下值和任何更高值之間存在至少兩個(gè)單位的間隔即可。舉例來說，如果闡述了一個(gè)部件的數(shù)量或過程變量(例如溫度、壓力、時(shí)間等)的值是從1到90，優(yōu)選從20到80，更優(yōu)選從30到70，則目的是為了說明該說明書中也明確地列舉了諸如15到85、22到68、43到51、30到32等值。對(duì)于小于1的值，適當(dāng)?shù)卣J(rèn)為一個(gè)單位是0.0001、0.001、0.01、0.1。這些僅僅是想要明確表達(dá)的示例，可以認(rèn)為在最低值和最高值之間列舉的數(shù)值的所有可能組合都是以類似方式在該說明書明確地闡述了的。

除非另有說明，所有范圍都包括端點(diǎn)以及端點(diǎn)之間的所有數(shù)字。與范圍一起使用的“大約”或“近似”適合于該范圍的兩個(gè)端點(diǎn)。因而，“大約20到30”旨在覆蓋“大約20到大約30”，至少包括指明的端點(diǎn)。

披露的所有文章和參考資料，包括專利申請(qǐng)和出版物，出于各種目的通過援引結(jié)合于此。描述組合的術(shù)語“基本由…構(gòu)成”應(yīng)該包括所確定的元件、成分、部件或步驟以及實(shí)質(zhì)上沒有影響該組合的基本新穎特征的其他元件、成分、部件或步驟。使用術(shù)語“包含”或“包括”來描述這里的元件、成分、部件或步驟的組合也想到了基本由這些元件、成分、部件或步驟構(gòu)成的實(shí)施方式。這里通過使用術(shù)語“可以”，旨在說明“可以”包括的所描述的任何屬性都是可選的。

多個(gè)元件、成分、部件或步驟能夠由單個(gè)集成元件、成分、部件或步驟來提供。另選地，單個(gè)集成元件、成分、部件或步驟可以被分成分離的多個(gè)元件、成分、部件或步驟。用來描述元件、成分、部件或步驟的公開“一”或“一個(gè)”并不說為了排除其他的元件、成分、部件或步驟。

應(yīng)該理解，以上描述是為了進(jìn)行圖示說明而不是為了進(jìn)行限制。通過閱讀上述描述，在所提供的示例之外的許多實(shí)施方式和許多應(yīng)用對(duì)本領(lǐng)域技術(shù)人員來說都將是顯而易見的。因此，本教導(dǎo)的范圍不應(yīng)該參照上述描述來確定，而是應(yīng)該參照所附權(quán)利要求以及這些權(quán)利要求所擁有的等價(jià)物的全部范圍來確定。出于全面之目的，所有文章和參考包括專利申請(qǐng)和公告的公開都通過參考結(jié)合在本文中。在前述權(quán)利要求中省略這里公開的主題的任何方面并不是為了放棄該主體內(nèi)容，也不應(yīng)該認(rèn)為發(fā)明人沒有將該主題考慮為所公開的實(shí)施方式主題的一部分。