本實用新型涉及油藏開采技術領域，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)結構。

背景技術：

海綠石砂巖碎屑顆粒組分主要為石英和海綠石，以顆粒支撐結構為特征，填隙物含量較少。儲層以中-低孔隙度、中-低滲透率儲層類型為主，縱向上，滲透率隨著海綠石的含量減少由上至下而增大。該類油藏儲層物性差，儲量豐度低，地層能量不足，孔喉細小，表面吸附大，可動流體飽和度低，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，導致一次采收率偏低。

對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，重點考慮巖性變化特征和滲透率的方向性，分析認為采用常規(guī)的面積井網(wǎng)結構，就可以獲得相對較高的采收率。但對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)嚴重的平面矛盾，水井注不進，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，導致油藏處于低產(chǎn)低效的半癱瘓狀態(tài)。

國內(nèi)外針對低滲透油藏現(xiàn)有的注水技術主要是井網(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，都會使建設投資成本大幅提高，經(jīng)濟效益顯著下降。而目前的直井和水平井聯(lián)合井網(wǎng)結構，也沒有與油藏的地質(zhì)特征緊密的相結合，不能最大程度的動用油藏的儲量。同時，目前國內(nèi)外對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)結構，同時最大限度的動用油藏頂部和底部的儲量，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，實現(xiàn)油田較長時間穩(wěn)產(chǎn)，提高油藏的采收率成為了本領域亟待解決的問題。

技術實現(xiàn)要素：

鑒于現(xiàn)有技術的不足，本實用新型的目的是提供一種井網(wǎng)結構，以能夠結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。

本實用新型采用如下技術方案解決以上技術問題：

一種井網(wǎng)結構，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反九點井網(wǎng)結構。

作為一種優(yōu)選的實施方式，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反九點井網(wǎng)結構。

作為一種優(yōu)選的實施方式，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)選的實施方式，所述反九點井網(wǎng)結構包括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個頂點位置，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；

所述反九點井網(wǎng)結構中設有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)結構，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)注井呈至少一個直線排狀井網(wǎng)結構；所述多口水平生產(chǎn)井與所述直井轉(zhuǎn)注井呈五點井網(wǎng)結構。

作為一種優(yōu)選的實施方式，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)選的實施方式，所述直線排狀井網(wǎng)結構包括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個頂點位置，其余2口所述直井生產(chǎn)井分別位于所述矩形的2個相對邊線的中間位置；2口所述直井轉(zhuǎn)注井分別位于所述矩形的剩余2個相對邊線的中間位置；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)結構中設有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)選的實施方式，相鄰兩個直線排狀井網(wǎng)結構中的4口水平生產(chǎn)井與1口所述直井轉(zhuǎn)注井形成所述五點井網(wǎng)結構。

作為一種優(yōu)選的實施方式，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)選的實施方式，該井網(wǎng)結構由如上任一實施方式所述的井網(wǎng)結構轉(zhuǎn)注形成。

通過以上描述可以看出，本實用新型的井網(wǎng)結構依據(jù)薄互層狀海綠石砂巖油藏的地質(zhì)結構特征，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，詳細公開了本實用新型的特定實施方式，指明了本實用新型的原理可以被采用的方式。應該理解，本實用新型的實施方式在范圍上并不因而受到限制。在所附權利要求的精神和條款的范圍內(nèi)，本實用新型的實施方式包括許多改變、修改和等同。

針對一種實施方式描述和/或示出的特征可以以相同或類似的方式在一個或更多個其它實施方式中使用，與其它實施方式中的特征相組合，或替代其它實施方式中的特征。

應該強調(diào)，術語“包括/包含”在本文使用時指特征、整件、步驟或組件的存在，但并不排除一個或更多個其它特征、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用新型實施例或現(xiàn)有技術中的技術方案，下面將對實施例或現(xiàn)有技術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用新型的一些實施例，對于本領域技術人員來講，在不付出創(chuàng)造性勞動性的前提下，還可以根據(jù)這些附圖獲得其他的附圖。

圖1是本實用新型一種實施方式提供的井網(wǎng)結構的平面配置關系示意圖；

圖2是圖1井網(wǎng)結構的切面配置關系示意圖；

圖3是油水相對滲透率曲線；

圖4是不同井網(wǎng)條件下的采收率對比曲線；

圖5是不同轉(zhuǎn)注時機條件下的采收率對比曲線；

圖6是不同垂直于潮道方向的井距條件下的采收率對比曲線；

圖7是不同潮道方向的井距條件下的采收率對比曲線；

圖8是不同采液速度條件下的采收率對比曲線；

圖9是水敏傷害試驗曲線；

圖10是鹽敏傷害試驗曲線。

具體實施方式

為了使本技術領域的人員更好地理解本申請中的技術方案，下面將結合本申請實施例中的附圖，對本申請實施例中的技術方案進行清楚、完整地描述，顯然，所描述的實施例僅僅是本申請一部分實施例，而不是全部的實施例?；诒旧暾堉械膶嵤├?，本領域普通技術人員在沒有做出創(chuàng)造性勞動的前提下所獲得的所有其他實施例，都應當屬于本實用新型保護的范圍。

需要說明的是，當元件被稱為“設置于”另一個元件，它可以直接在另一個元件上或者也可以存在居中的元件。當一個元件被認為是“連接”另一個元件，它可以是直接連接到另一個元件或者可能同時存在居中元件。本文所使用的術語“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施方式。

除非另有定義，本文所使用的所有的技術和科學術語與屬于本實用新型的技術領域的技術人員通常理解的含義相同。本文中在本實用新型的說明書中所使用的術語只是為了描述具體的實施方式的目的，不是旨在于限制本實用新型。本文所使用的術語“和/或”包括一個或多個相關的所列項目的任意的和所有的組合。

請參閱圖1及圖2，為本實施方式提供的一種井網(wǎng)結構示意圖，在本實施方式中，該井網(wǎng)結構包括多口水平生產(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，本實施方式的井網(wǎng)結構依據(jù)薄互層狀海綠石砂巖油藏的地質(zhì)結構特征，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)所對應開采儲層位置，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。相對應的，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)所對應開采儲層位置。

在本實施方式中，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)均開設有射孔，射孔會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，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，第一射開部還可以射開滲透性較好的儲層。

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)呈至少一個反九點井網(wǎng)結構。其中，如圖1所示的一個實施例中，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)形成兩個反九點井網(wǎng)結構。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。

在該實施例中，所述反九點井網(wǎng)結構包括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個頂點位置，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；

在該實施例中，所述反九點井網(wǎng)結構中設有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(也可以認為為沉積方向)平行。

請繼續(xù)參閱圖1，在另一個實施方式中提供一種井網(wǎng)結構，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)呈至少一個直線排狀井網(wǎng)結構；所述多口水平生產(chǎn)井(H1至H4)與所述直井轉(zhuǎn)注井I4呈五點井網(wǎng)結構。

其中，參閱圖1及圖2可以看出，本實施方式的井網(wǎng)結構可以由上述實施方式的井網(wǎng)結構轉(zhuǎn)注形成。在本實施方式的薄互層狀海綠石砂巖油藏的井網(wǎng)結構中，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％以前呈反九點井網(wǎng)分布，在油藏含水80％以后，對邊井P6、P7、P8進行轉(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呈五點井網(wǎng)分布的井網(wǎng)結構。

在本實施方式中，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，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形成兩個反九點井網(wǎng)結構。

在該實施例中，一個所述直線排狀井網(wǎng)結構包括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個頂點位置，其余2口所述直井生產(chǎn)井P2、P10分別位于所述矩形的2個相對邊線的中間位置；2口所述直井轉(zhuǎn)注井I3、I4分別位于所述矩形的剩余2個相對邊線的中間位置；1口所述直井注水井I1位于所述矩形的中心位置。

在該實施例中，所述直線排狀井網(wǎng)結構中設有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)。相鄰兩個直線排狀井網(wǎng)結構中的4口水平生產(chǎn)井H1、H2、H3、H4與1口所述直井轉(zhuǎn)注井I4形成所述五點井網(wǎng)結構。

本實施方式的井網(wǎng)結構通過油藏底部直井生產(chǎn)井與直井注水井反九點法井與油藏頂部直井注水井與水平生產(chǎn)井相結合的五點法網(wǎng)結構，最大程度的提高了中低滲油藏的采收率，且與注水時機無關。

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，儲層物性漸好，為中孔中滲透儲層，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)結構)、交錯井網(wǎng)、五點井網(wǎng)、七點井網(wǎng)、反七點井網(wǎng)、九點井網(wǎng)和反九點法井網(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：原始壓力/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)值模擬預測研究，優(yōu)化生產(chǎn)井網(wǎng)。在油藏底部，對直線排狀井網(wǎng)、交錯排狀井網(wǎng)、菱形五點井網(wǎng)、不規(guī)則七點井網(wǎng)、不規(guī)則反七點井網(wǎng)、不規(guī)則九點井網(wǎng)和不規(guī)則反九點井網(wǎng)共計7個方案進行優(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應關系，與菱形五點井網(wǎng)的注水井呈五點井網(wǎng)，與不規(guī)則七點井網(wǎng)和不規(guī)則九點井的邊井注水井呈五點井網(wǎng)，與反七點和反九點的邊井轉(zhuǎn)注井呈五點井網(wǎng)。參見圖4的預測結果表明，在上述條件約束下，油藏底部為不規(guī)則的反九點井網(wǎng)。

本實施方式的井網(wǎng)結構通過優(yōu)選轉(zhuǎn)注時機，進一步提高了油藏采收率，同時減少了鉆井投資成本。隨著油藏的開采，油藏底部邊井相對角井受效快，部分邊井將會達到水淹的程度，根據(jù)油藏綜合含水率的變化，將垂直于潮道方向已達到水淹的邊井進行轉(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)形成五點井網(wǎng)。分別在油藏含水率達到80％、85％和90％時進行轉(zhuǎn)注，通過數(shù)值模擬，圖5預測的采收率分別為34.45％、31.13％，27.48％。由此可見，在油藏含水率達到80％進行注水，含水率最高。

本實施方式的井網(wǎng)結構通過優(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)綜合含水率達到80％的條件下(即含水率大于80％)，開始對邊部油井進行轉(zhuǎn)注，并全部射開，至油藏含水率均達到98％時關井，計算采收率，固定潮道方向的井距，對菱形反九點井網(wǎng)的垂直于潮道方向的井距在50m，100m，150m，200m，250m，300m總計六個方案進行數(shù)值模擬預測研究，結果如圖6所示。

結果表明，井距在200m左右時，采收率最高，井距大于200m后，井距對采收率的影響不大，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，對菱形反九點井網(wǎng)潮道方向的井距在250m，280m，300m，320m，350m，370m總計六個方案進行數(shù)值模擬預測研究，結果如圖7所示。結果表明，潮道方向的井距在300-350m范圍內(nèi)，采收率相對較高，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，本實施方式中的井網(wǎng)結構考慮了滲透率的方向性，該油藏結合沉積相優(yōu)化井網(wǎng)結構，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用程度，改善油田開發(fā)效果。

本實施方式的井網(wǎng)結構通過控制直井生產(chǎn)井和水平井年采液速度，進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)綜合含水率達到80％的條件下，開始對邊部油井進行轉(zhuǎn)注，并全部射開，至油藏含水率均達到98％時關井，計算年采收率，直井生產(chǎn)井和水平井年采液速度為2％、4％、6％、8％、10％、12％共計6個方案進行模擬預測研究，結果見圖8，圖8表明，直井生產(chǎn)井的年采液速度為6％-8％時，采收率最高達到34.45％，開發(fā)效果最好。

本實施方式通過水敏和鹽敏分析，優(yōu)選了注入水質(zhì)，進一步提高了薄互層狀海綠石砂巖油藏的采收率。分別對蒸餾水、礦化度5000mg/L、10000mg/L和15000mg/L以及20000mg/L的鹽水進行水敏試驗，其對應的累積注入倍數(shù)分別為110.8、84.2、52.9、25、25。通過圖9試驗曲線可以看出，水敏損害程度極強，礦化度為15000mg/L的鹽水對儲層傷害最小。分別對蒸餾水、礦化度為5000mg/L、10000mg/L和15000mg/L以及20000mg/L的鹽水進行鹽敏試驗，通過圖10試驗曲線可以看出，注入水的臨界礦化度為15000mg/L，儲層損害最小。

下面將通過一具體的實施例應用來詳細描述本實用新型提供井網(wǎng)結構及其優(yōu)點，以便更好地理解本實用新型。

本實用新型一實施例提供了一種海綠石多層砂巖水驅(qū)的井網(wǎng)結構，M油田T油藏頂部海綠石分布密集，儲層滲透率低，從測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)結構，圖1中油藏組合井網(wǎng)結構包括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)結構包括：選擇2個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層上部射開,射開厚度6m。

在油藏含水率達到80％以前，注水井I1、I2在油藏隔層以下的儲層底部射開，射開厚度為3m。在油藏含水率達到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，試采時間短，采油量小，平均采油速度0.1％，采出程度為0.512％。之后關井停產(chǎn)。直到2010年油藏開始正式投入開發(fā)，到2012年共計投產(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)油達到了100bb/d，采出程度達到了7.99％，注水明顯見效，總體開發(fā)效果較好。

綜上所述，本實施方式的薄互層狀海綠石砂巖油藏的井網(wǎng)結構中，屬于中低滲油藏的注水開發(fā)技術，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。

本實施方式提供的針對海綠石多層砂巖井網(wǎng)結構，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，該井網(wǎng)結構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)結構，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)建設的投資成本，實現(xiàn)了油藏開發(fā)效益的最大化，對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單位的間隔即可。舉例來說，如果闡述了一個部件的數(shù)量或過程變量(例如溫度、壓力、時間等)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。對于小于1的值，適當?shù)卣J為一個單位是0.0001、0.001、0.01、0.1。這些僅僅是想要明確表達的示例，可以認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以及端點之間的所有數(shù)字。與范圍一起使用的“大約”或“近似”適合于該范圍的兩個端點。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。

披露的所有文章和參考資料，包括專利申請和出版物，出于各種目的通過援引結合于此。描述組合的術語“基本由…構成”應該包括所確定的元件、成分、部件或步驟以及實質(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、部件或步驟構成的實施方式。這里通過使用術語“可以”，旨在說明“可以”包括的所描述的任何屬性都是可選的。

多個元件、成分、部件或步驟能夠由單個集成元件、成分、部件或步驟來提供。另選地，單個集成元件、成分、部件或步驟可以被分成分離的多個元件、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”并不說為了排除其他的元件、成分、部件或步驟。

應該理解，以上描述是為了進行圖示說明而不是為了進行限制。通過閱讀上述描述，在所提供的示例之外的許多實施方式和許多應用對本領域技術人員來說都將是顯而易見的。因此，本教導的范圍不應該參照上述描述來確定，而是應該參照所附權利要求以及這些權利要求所擁有的等價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和公告的公開都通過參考結合在本文中。在前述權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，也不應該認為發(fā)明人沒有將該主題考慮為所公開的實施方式主題的一部分。