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[摘 要]对于裂缝性双重介质油藏的开发存在一定的特殊性，本文主要是通过对其开发中的影响因素进行分析来探讨合理的开采方式。首先是对开采方式、裂缝方向和井排方向以及注采方式进行对比分析，在结合实际生产来对结果进行分析。结果表面，对于裂缝性油藏，要想获得较好的开发效果，可采取油水井交错布置进行补充能量开采，水井的部署沿裂缝方向。
[关键词]裂缝性油藏 裂缝方向 井排方向
中图分类号：TE344 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）05-0028-01
裂缝性双重介质油藏有着较强的非均质性，较强的应力敏感性，进行常规注水时容易发生水窜和较严重的水淹，且很难开发出基质中的原油，但对于此类油藏的开发又有着较为重要的意义。相对于常规油藏，裂缝性双重介质油藏更难开发，且开发的效果较差，当前面对的问题是需要克服存在的技术难题，合理高效的进行开发[1]。在对裂缝性油藏进行注水开发中存在几个关键因素，如注采井网的部署是否优化，特别是裂缝方向和井排方向的优化[2]。在裂缝性油藏的开发中，国内外学者和从业人员通过数值模拟对渗吸采油机理进行分析，探讨了开发效果受开发方式的影响程度。
1、开采方式
开采方式有注水开采和天然能量开采两类。在常规油藏中，开采方式有天然能量开采，另一类是通过注水等操作，在外界的作用下对能量进行补充，以获得更高的能量水平，得到好的开发效果[4]。而对于双重介质油藏，进行外界能量不出获得的效果会显得更为突出。分析可发现，最低采出程度的方式是靠天然能量开采，这是由于在此方式下，能量不能得到补充，造成了过快的地层压力下降，地层能量也会出现降低，导致了近井地带严重的脱气，从而使得油井产量出现大幅度降低，油藏的采收率明显降低。而在注水开发方式中，由于损失的能量能得到及时的补充，地层压力可以维持在饱和值上，使得油井的稳产期延长，提升了采出程度。
在采取线性注水和面积注水两种不同方式下对含水量和采出程度进行分析，对不同注水方式的含水量和采出程度进行分析可发现，相对于面积注水，线状注水的无水采油期更长，在同一采出程度下，面积注水的含水量高于线状注水，面积注水的开发效果低于线状注水开发效果[6]。
2、裂缝方向和井排方向
裂缝的存在对双重介质油藏的开发效果有着一定的影响，同时开发效果也受到裂缝方向和井的排列方式的影响[7]。在如图1所示的井排方向和裂缝方向夹角θ下对模拟结果进行分析，不同夹角下含水量与采出程度之间的关系曲线如下图2所示，在采出程度相同的情况下，含水量会随着θ角的增大而上升。平行裂缝方向部井时，油井含水量的上升速度会低于其他方向，为取得较好的开发效果，可选择平行裂缝方向部井，即θ=0°。进一步分析可发现，为垂直裂缝方向部井时，进行注水后会出现沿裂缝方向的窜进，导致过早的油井见水，更有甚者出现暴性水淹。
3、注采方式
对于裂缝性油藏的开发需要进行外部能量补充，使得地层能量得以保持。在注水的过程中，裂缝同时产生着有利和不利影响，着就需要在进行井网部署时充分考虑裂缝因素，避免其不利影响，发挥有利作用，相关研究发现，在渗透率方面，基质远低于裂缝，垂直裂缝有着更大的驱油阻力，采油井见效比相对困难。
4、实例应用
选取某油气藏为实验对象，该油气藏为缝洞型构造，压溶缝、溶蚀缝合构造缝最为发育，且发育晶间和晶内微溶孔，该储集层较为有利。在储集空间主要是裂缝，裂缝内填充油水云母、硅质、高岭石、白云石和泥质，基质孔隙度为4.8～15.2%，为特低渗储层，平均渗透率为0.025*10-3～1.120*10-3μm？。储集物性在裂缝的发育下得到改善，在进行试油后证实为较好。地面和地下原油密度分别为0.9201g/cm？和0.9126 g/cm？，地面原油的黏度为69.56mPa.s，，含蜡亮为4.02%，沥青质和胶质含量为23.86%，原油凝固点为-5°C。
对于裂缝的分布和识别进行多种方法的研究，对裂缝的发育情况进行了解，在该断块古生界储集空间为裂缝、溶洞和溶孔，类型主要是裂缝-孔隙型，走向为北东-南西。
在对含油储量和范围进行确定的基础上建立三维地质模型，在特定油藏中，唯一确定的是地质参数，但是对于地质的认识上，还不能确定地质参数，这就使得油藏数值模拟历史拟合存在多解。对单井和区块进行历史拟合来获得裂缝参数，进一步优化地质模型，为下一步的开发方式提供更好依据。
在此油藏中，根据实际情况，优化计算井距。在计算的过程中设定整个油藏的产出液量为相同值，同时设定单井的极限含水量为98%，然后再对井距进行计算。
从计算的结果可以看出，井距处于250m到350m之间时，越大的井距得到的采出程度越高，而当井距处于400m到500m时，采出程度则会随着井距的增大而降低，在井距为350m时可得到最高的采出程度。对于排距的设计，如果同意采出程度，排距为100m时得到最长的无水采油期，且含水量上升得最慢。所以对于排距的选择，选为100m左右时最为合适。在此方案的设置下，总投产12口油井，初期基本不含水，在开采半年后的含水量低于10%，开发效果较好。
裂缝性油藏有着较强的非均质性，较强的应力敏感性，进行常规注水时容易发生水窜和较严重的水淹，且很难开发出基质中的原油。对于裂缝性油藏的开发，可以通过能量的补充使地层压力保持，能有效改善开发效果。同时还可通过对井距和排距的调整来保证效果。
参考文献
[1] 张金铸.油田水驱油藏注采井网失控原因研究[J].中国科技信息 2014（2）：59-60
[2] 杨正明，张仲宏，刘学伟，等.聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油现场试验[J].石油学报 2014（1）：99-106
[3] 杜保健 程林松 曹仁义，等.致密油藏体积压裂水平井开发效果[J] 大庆石油地质与开发 2014（1）：96-101
[关键词]裂缝性油藏 裂缝方向 井排方向
中图分类号：TE344 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）05-0028-01
裂缝性双重介质油藏有着较强的非均质性，较强的应力敏感性，进行常规注水时容易发生水窜和较严重的水淹，且很难开发出基质中的原油，但对于此类油藏的开发又有着较为重要的意义。相对于常规油藏，裂缝性双重介质油藏更难开发，且开发的效果较差，当前面对的问题是需要克服存在的技术难题，合理高效的进行开发[1]。在对裂缝性油藏进行注水开发中存在几个关键因素，如注采井网的部署是否优化，特别是裂缝方向和井排方向的优化[2]。在裂缝性油藏的开发中，国内外学者和从业人员通过数值模拟对渗吸采油机理进行分析，探讨了开发效果受开发方式的影响程度。
1、开采方式
开采方式有注水开采和天然能量开采两类。在常规油藏中，开采方式有天然能量开采，另一类是通过注水等操作，在外界的作用下对能量进行补充，以获得更高的能量水平，得到好的开发效果[4]。而对于双重介质油藏，进行外界能量不出获得的效果会显得更为突出。分析可发现，最低采出程度的方式是靠天然能量开采，这是由于在此方式下，能量不能得到补充，造成了过快的地层压力下降，地层能量也会出现降低，导致了近井地带严重的脱气，从而使得油井产量出现大幅度降低，油藏的采收率明显降低。而在注水开发方式中，由于损失的能量能得到及时的补充，地层压力可以维持在饱和值上，使得油井的稳产期延长，提升了采出程度。
在采取线性注水和面积注水两种不同方式下对含水量和采出程度进行分析，对不同注水方式的含水量和采出程度进行分析可发现，相对于面积注水，线状注水的无水采油期更长，在同一采出程度下，面积注水的含水量高于线状注水，面积注水的开发效果低于线状注水开发效果[6]。
2、裂缝方向和井排方向
裂缝的存在对双重介质油藏的开发效果有着一定的影响，同时开发效果也受到裂缝方向和井的排列方式的影响[7]。在如图1所示的井排方向和裂缝方向夹角θ下对模拟结果进行分析，不同夹角下含水量与采出程度之间的关系曲线如下图2所示，在采出程度相同的情况下，含水量会随着θ角的增大而上升。平行裂缝方向部井时，油井含水量的上升速度会低于其他方向，为取得较好的开发效果，可选择平行裂缝方向部井，即θ=0°。进一步分析可发现，为垂直裂缝方向部井时，进行注水后会出现沿裂缝方向的窜进，导致过早的油井见水，更有甚者出现暴性水淹。
3、注采方式
对于裂缝性油藏的开发需要进行外部能量补充，使得地层能量得以保持。在注水的过程中，裂缝同时产生着有利和不利影响，着就需要在进行井网部署时充分考虑裂缝因素，避免其不利影响，发挥有利作用，相关研究发现，在渗透率方面，基质远低于裂缝，垂直裂缝有着更大的驱油阻力，采油井见效比相对困难。
4、实例应用
选取某油气藏为实验对象，该油气藏为缝洞型构造，压溶缝、溶蚀缝合构造缝最为发育，且发育晶间和晶内微溶孔，该储集层较为有利。在储集空间主要是裂缝，裂缝内填充油水云母、硅质、高岭石、白云石和泥质，基质孔隙度为4.8～15.2%，为特低渗储层，平均渗透率为0.025*10-3～1.120*10-3μm？。储集物性在裂缝的发育下得到改善，在进行试油后证实为较好。地面和地下原油密度分别为0.9201g/cm？和0.9126 g/cm？，地面原油的黏度为69.56mPa.s，，含蜡亮为4.02%，沥青质和胶质含量为23.86%，原油凝固点为-5°C。
对于裂缝的分布和识别进行多种方法的研究，对裂缝的发育情况进行了解，在该断块古生界储集空间为裂缝、溶洞和溶孔，类型主要是裂缝-孔隙型，走向为北东-南西。
在对含油储量和范围进行确定的基础上建立三维地质模型，在特定油藏中，唯一确定的是地质参数，但是对于地质的认识上，还不能确定地质参数，这就使得油藏数值模拟历史拟合存在多解。对单井和区块进行历史拟合来获得裂缝参数，进一步优化地质模型，为下一步的开发方式提供更好依据。
在此油藏中，根据实际情况，优化计算井距。在计算的过程中设定整个油藏的产出液量为相同值，同时设定单井的极限含水量为98%，然后再对井距进行计算。
从计算的结果可以看出，井距处于250m到350m之间时，越大的井距得到的采出程度越高，而当井距处于400m到500m时，采出程度则会随着井距的增大而降低，在井距为350m时可得到最高的采出程度。对于排距的设计，如果同意采出程度，排距为100m时得到最长的无水采油期，且含水量上升得最慢。所以对于排距的选择，选为100m左右时最为合适。在此方案的设置下，总投产12口油井，初期基本不含水，在开采半年后的含水量低于10%，开发效果较好。
裂缝性油藏有着较强的非均质性，较强的应力敏感性，进行常规注水时容易发生水窜和较严重的水淹，且很难开发出基质中的原油。对于裂缝性油藏的开发，可以通过能量的补充使地层压力保持，能有效改善开发效果。同时还可通过对井距和排距的调整来保证效果。
参考文献
[1] 张金铸.油田水驱油藏注采井网失控原因研究[J].中国科技信息 2014（2）：59-60
[2] 杨正明，张仲宏，刘学伟，等.聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油现场试验[J].石油学报 2014（1）：99-106
[3] 杜保健 程林松 曹仁义，等.致密油藏体积压裂水平井开发效果[J] 大庆石油地质与开发 2014（1）：96-101