CN206360691U - 一种井网结构 - Google Patents

Abstract

本实用新型公开一种井网结构，包括多口水平生产井、多口直井生产井、以及直井注水井；其中，所述多口水平生产井位于油藏的位置高于所述多口直井生产井位于油藏的位置；所述油藏为薄互层状海绿石砂岩油藏。所述多口水平生产井位于所述油藏的顶部，所述多口直井生产井位于所述油藏的底部。

Description

一种井网结构

技术领域

本实用新型涉及油藏开采技术领域，尤其涉及一种改善薄互层状海绿石砂岩油藏水驱效果的井网结构。

背景技术

海绿石砂岩碎屑颗粒组分主要为石英和海绿石，以颗粒支撑结构为特征，填隙物含量较少。储层以中-低孔隙度、中-低渗透率储层类型为主，纵向上，渗透率随着海绿石的含量减少由上至下而增大。该类油藏储层物性差，储量丰度低，地层能量不足，孔喉细小，表面吸附大，可动流体饱和度低，流体渗流阻力大，具有显著的非线性特征，自然产能极低，产量递减快，稳产难度大，导致一次采收率偏低。

对于底部渗透性较好的油藏，综合考虑底部油藏的地质特征，重点考虑岩性变化特征和渗透率的方向性，分析认为采用常规的面积井网结构，就可以获得相对较高的采收率。但对于顶部渗透性极低的油藏，在注水开发过程中，常规的面积井网部署，在开发初期起到一定效果，随着油井见水，出现严重的平面矛盾，水井注不进，油井采不出，大大降低了注入水的波及体积和油田的开发效果，导致油藏处于低产低效的半瘫痪状态。

国内外针对低渗透油藏现有的注水技术主要是井网加密，通过缩小注水井和采油井排的距离，提高注水面积波及系数，进而改善油藏水驱效果；或是通过酸化压裂等工艺措施，改善储层物性特征，增加油藏渗透率，提高油藏采收率。无论是井网加密还是酸化压裂，都会使建设投资成本大幅提高，经济效益显著下降。而目前的直井和水平井联合井网结构，也没有与油藏的地质特征紧密的相结合，不能最大程度的动用油藏的储量。同时，目前国内外对海绿石这类矿物的研究也比较稀缺。

综上所述，现有的针对这种纵向上渗透性渐变明显的海绿石油藏的井网水驱效果不显著，因此，有必要提供一套合理的井网结构，同时最大限度的动用油藏顶部和底部的储量，使油藏注水充分受效，获得较高的面积波及系数，改善油藏水驱效果，保证油藏合理的注采平衡，实现油田较长时间稳产，提高油藏的采收率成为了本领域亟待解决的问题。

实用新型内容

鉴于现有技术的不足，本实用新型的目的是提供一种井网结构，以能够结合薄互层状海绿石砂岩油藏的地质特征，考虑油藏岩性变化特征和渗透率的方向性，改善薄互层状海绿石砂岩油藏水驱效果。

本实用新型采用如下技术方案解决以上技术问题：

一种井网结构，包括多口水平生产井、多口直井生产井、以及直井注水井；其中，所述多口水平生产井位于油藏的位置高于所述多口直井生产井位于油藏的位置；所述油藏为薄互层状海绿石砂岩油藏。

作为一种优选的实施方式，所述多口水平生产井位于所述油藏的顶部，所述多口直井生产井位于所述油藏的底部。

作为一种优选的实施方式，所述直井生产井具有第一射开部；所述第一射开部位于油藏隔层以下；

所述直井注水井具有第二射开部；所述第二射开部位于油藏隔层以下；所述第二射开部位于所述第一射开部的下方。

作为一种优选的实施方式，所述油藏含水率小于80％，所述多口直井生产井与所述直井注水井呈至少一个反九点井网结构。

作为一种优选的实施方式，所述直井生产井的数量为13口，所述直井注水井的数量为2口；所述多口直井生产井与所述直井注水井形成两个反九点井网结构。

作为一种优选的实施方式，所述水平生产井的水平段垂直于潮道方向，沿所述潮道方向射孔。

作为一种优选的实施方式，所述反九点井网结构包括8口所述直井生产井、以及1口所述直井注水井；其中，4口所述直井生产井分别位于一矩形4个顶点位置，其余4口所述直井生产井分别位于所述矩形的4个边线的中间位置；1口所述直井注水井位于所述矩形的中心位置；

所述反九点井网结构中设有2口水平生产井，2口所述水平生产井沿所述矩形长度方向位于所述直井注水井的两侧。

作为一种优选的实施方式，所述矩形的长度方向与潮道方向平行。

作为一种优选的实施方式，2口所述水平生产井沿所述潮道方向的距离为300米，所述水平生产井与所述直井注水井沿所述潮道方向的距离为150米。

作为一种优选的实施方式，沿所述潮道方向，所述直井生产井与所述直井注水井的距离为300-350米；垂直于所述潮道方向，所述直井生产井与所述直井注水井的距离为200-250米。

作为一种优选的实施方式，所述直井生产井与所述直井注水井的射孔位置以及射孔段长度相同。

一种井网结构，包括多口水平生产井、多口直井生产井、多口直井转注井、以及直井注水井；其中，所述多口水平生产井位于油藏的位置高于所述多口直井生产井位于油藏的位置；所述油藏为薄互层状海绿石砂岩油藏。

作为一种优选的实施方式，所述油藏含水率大于80％，所述多口直井生产井、所述直井注水井以及所述多口直井转注井呈至少一个直线排状井网结构；所述多口水平生产井与所述直井转注井呈五点井网结构。

作为一种优选的实施方式，所述水平生产井与所述直井转注井全部射开；所述水平生产井位于油藏隔层以上；所述水平生产井的水平段垂直于潮道方向，沿所述潮道方向射孔。

作为一种优选的实施方式，所述直线排状井网结构包括6口所述直井生产井、2口所述直井转注井、以及1口所述直井注水井；

其中，4口所述直井生产井分别位于一矩形4个顶点位置，其余2口所述直井生产井分别位于所述矩形的2个相对边线的中间位置；2口所述直井转注井分别位于所述矩形的剩余2个相对边线的中间位置；1口所述直井注水井位于所述矩形的中心位置；

所述直线排状井网结构中设有2口水平生产井，2口所述水平生产井沿所述矩形长度方向位于所述直井注水井的两侧。

作为一种优选的实施方式，相邻两个直线排状井网结构中的4口水平生产井与1口所述直井转注井形成所述五点井网结构。

作为一种优选的实施方式，所述矩形的长度方向与潮道方向平行。

作为一种优选的实施方式，2口所述水平生产井沿潮道方向的距离为300米，所述水平生产井与所述直井注水井沿潮道方向的距离为150米。

作为一种优选的实施方式，沿所述潮道方向，所述直井生产井与所述直井注水井的距离为300-350米；垂直于所述潮道方向，所述直井生产井与所述直井注水井的距离为200-250米。

作为一种优选的实施方式，该井网结构由如上任一实施方式所述的井网结构转注形成。

通过以上描述可以看出，本实用新型的井网结构依据薄互层状海绿石砂岩油藏的地质结构特征，通过将水平生产井位于油藏的位置高于所述多口直井生产井位于油藏的位置，可以与油藏的地质特征紧密的相结合，并且考虑了油藏岩性变化特征和渗透率的方向性，能够有效改善薄互层状海绿石砂岩油藏水驱效果。

参照后文的说明和附图，详细公开了本实用新型的特定实施方式，指明了本实用新型的原理可以被采用的方式。应该理解，本实用新型的实施方式在范围上并不因而受到限制。在所附权利要求的精神和条款的范围内，本实用新型的实施方式包括许多改变、修改和等同。

针对一种实施方式描述和/或示出的特征可以以相同或类似的方式在一个或更多个其它实施方式中使用，与其它实施方式中的特征相组合，或替代其它实施方式中的特征。

应该强调，术语“包括/包含”在本文使用时指特征、整件、步骤或组件的存在，但并不排除一个或更多个其它特征、整件、步骤或组件的存在或附加。

附图说明

为了更清楚地说明本实用新型实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本实用新型的一些实施例，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本实用新型一种实施方式提供的井网结构的平面配置关系示意图；

图2是图1井网结构的切面配置关系示意图；

图3是油水相对渗透率曲线；

图4是不同井网条件下的采收率对比曲线；

图5是不同转注时机条件下的采收率对比曲线；

图6是不同垂直于潮道方向的井距条件下的采收率对比曲线；

图7是不同潮道方向的井距条件下的采收率对比曲线；

图8是不同采液速度条件下的采收率对比曲线；

图9是水敏伤害试验曲线；

图10是盐敏伤害试验曲线。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本实用新型保护的范围。

需要说明的是，当元件被称为“设置于”另一个元件，它可以直接在另一个元件上或者也可以存在居中的元件。当一个元件被认为是“连接”另一个元件，它可以是直接连接到另一个元件或者可能同时存在居中元件。本文所使用的术语“垂直的”、“水平的”、“左”、“右”以及类似的表述只是为了说明的目的，并不表示是唯一的实施方式。

除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本实用新型的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本实用新型的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施方式的目的，不是旨在于限制本实用新型。本文所使用的术语“和/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。

请参阅图1及图2，为本实施方式提供的一种井网结构示意图，在本实施方式中，该井网结构包括多口水平生产井(H1至H4)、多口直井生产井(P1至P13)、以及直井注水井(I1、I2)；其中，所述多口水平生产井(H1至H4)位于油藏的位置高于所述多口直井生产井(P1至P13)位于油藏的位置；所述油藏为薄互层状海绿石砂岩油藏。

薄互层状海绿石砂岩油藏可以为该种油藏：顶部油藏海绿石含量高，渗透率低，底部油藏海绿石含量低，渗透性好，油藏中部还有泥质含量极高的夹层分布。其中，该油藏自上而下，海绿石含量越来越少，储层渗透性越来越好，顶部海绿石含量丰富，油藏渗透率低；底部海绿石含量少，油藏渗透率较高。

通过以上描述可以看出，本实施方式的井网结构依据薄互层状海绿石砂岩油藏的地质结构特征，通过将水平生产井(H1至H4)位于油藏的位置高于所述多口直井生产井(P1至P13)位于油藏的位置，可以与油藏的地质特征紧密的相结合，并且考虑了油藏岩性变化特征和渗透率的方向性，能够有效改善薄互层状海绿石砂岩油藏水驱效果。

在本实施方式中，水平生产井(H1至H4)、直井生产井(P1至P13)均用于开采原油，也可以称为采油井。直井注水井(I1、I2)以及下述直井转注井(I3、I4、I5)均用于向储层注水，也可以称为注水井。水平生产井(H1至H4)所在油藏的位置，即为水平生产井(H1至H4)所对应开采储层位置，也可以理解为水平生产井(H1至H4)的水平段所在油藏位置。相对应的，直井生产井(P1至P13)所在油藏位置，即为直井生产井(P1至P13)所对应开采储层位置。

在本实施方式中，所述直井生产井(P1至P13)与所述直井注水井(I1、I2)的生产特征相同，以更好的适应薄互层状海绿石砂岩油藏的开采，具体的，所述直井生产井(P1至P13)与所述直井注水井(I1、I2)的射孔位置以及射孔段长度相同。为更好的适应地质特征，所述多口水平生产井(H1至H4)位于所述油藏的顶部，所述多口直井生产井(P1至P13)位于所述油藏的底部。

其中，水平生产井(H1至H4)及直井生产井(P1至P13)均开设有射孔，射孔会分布形成一定长度的射孔段。考虑到油藏含水率在开采过程中的变化，在油藏含水率较低时，所述直井生产井(P1至P13)具有第一射开部；第一射开部为直井生产井(P1至P13)的部分射孔段，所述第一射开部位于油藏隔层以下，以开采油藏隔层以下的原油。此时，第一射开部还可以射开渗透性较好的储层。

所述直井注水井(I1、I2)具有第二射开部，第二射开部为直井注水井(I1、I2)的部分射孔段；所述第二射开部位于油藏隔层以下，以向油藏隔层以下注水。其中，所述第二射开部位于所述第一射开部的下方。

在本实施方式中，所述油藏含水率小于80％，所述多口直井生产井(P1至P13)与所述直井注水井(I1、I2)呈至少一个反九点井网结构。其中，如图1所示的一个实施例中，所述直井生产井(P1至P13)的数量可以为13口，所述直井注水井(I1、I2)的数量为2口；所述多口直井生产井(P1至P13)与所述直井注水井(I1、I2)形成两个反九点井网结构。所述水平生产井(H1至H4)的水平段垂直于潮道方向(沉积方向)，沿所述潮道方向射孔。

在该实施例中，所述反九点井网结构包括8口所述直井生产井(P1至P3、P6、P7、P9至P11)、以及1口所述直井注水井I1；其中，4口所述直井生产井(P1、P3、P9、P11)分别位于一矩形4个顶点位置，其余4口所述直井生产井(P2、P6、P7、P10)分别位于所述矩形的4个边线的中间位置；1口所述直井注水井I1位于所述矩形的中心位置；

在该实施例中，所述反九点井网结构中设有2口水平生产井H1、H3，2口所述水平生产井H1、H3沿所述矩形长度方向位于所述直井注水井I1的两侧。所述矩形的长度方向与潮道方向(也可以认为为沉积方向)平行。

请继续参阅图1，在另一个实施方式中提供一种井网结构，包括多口水平生产井(H1至H4)、多口直井生产井(P1至P5、P9至P13)、多口直井转注井(I3、I4、I5)、以及直井注水井；其中，所述多口水平生产井位于油藏的位置高于所述多口直井生产井位于油藏的位置；所述油藏为薄互层状海绿石砂岩油藏。

在本实施方式中，所述油藏含水率大于80％，所述多口直井生产井(P1至P5、P9至P13)、所述直井注水井(I1、I2)以及所述多口直井转注井(I3、I4、I5)呈至少一个直线排状井网结构；所述多口水平生产井(H1至H4)与所述直井转注井I4呈五点井网结构。

其中，参阅图1及图2可以看出，本实施方式的井网结构可以由上述实施方式的井网结构转注形成。在本实施方式的薄互层状海绿石砂岩油藏的井网结构中，所述在图1所在平面(或纸面)上所述直井生产井(P1至P13)和直井注水井I1、I2在油藏含水80％以前呈反九点井网分布，在油藏含水80％以后，对边井P6、P7、P8进行转注，使得直井生产井(P1至P5、P9至P13)和直井注水井I1、I2呈直线排状井网，水平生产井(H1至H4)和直井转注井I4呈五点井网分布的井网结构。

在本实施方式中，所述直井注水井I1、I2与所述直井转注井I3、I4、I5全部射开，此时，所述直井注水井I1、I2与所述直井转注井I3、I4、I5的射孔段的射孔全部打开用于注水。所述水平生产井H1、H2、H3、H4位于油藏隔层以上；所述水平生产井H1、H2、H3、H4的水平段垂直于潮道方向，沿所述潮道方向射孔。

在如图1所示的实施例中，所述直井生产井(P1至P5、P9至P13)的数量为10口，所述直井注水井I1、I2的数量为2口；所示直井转注井(I3、I4、I5)的数量为3口，所述多口直井生产井(P1至P5、P9至P13)与所述直井注水井I1、I2形成两个反九点井网结构。

在该实施例中，一个所述直线排状井网结构包括6口所述直井生产井(P1至P3、P9至P11)、2口所述直井转注井(I3、I4)、以及1口所述直井注水井I1。其中，4口所述直井生产井P1、P5、P9、P11分别位于一矩形4个顶点位置，其余2口所述直井生产井P2、P10分别位于所述矩形的2个相对边线的中间位置；2口所述直井转注井I3、I4分别位于所述矩形的剩余2个相对边线的中间位置；1口所述直井注水井I1位于所述矩形的中心位置。

在该实施例中，所述直线排状井网结构中设有2口水平生产井H1、H3，2口所述水平生产井H1、H3沿所述矩形长度方向位于所述直井注水井I1的两侧。相邻两个直线排状井网结构中的4口水平生产井H1、H2、H3、H4与1口所述直井转注井I4形成所述五点井网结构。

本实施方式的井网结构通过油藏底部直井生产井与直井注水井反九点法井与油藏顶部直井注水井与水平生产井相结合的五点法网结构，最大程度的提高了中低渗油藏的采收率，且与注水时机无关。

下面通过建立合理的地质模型，筛选建立一套较佳的均匀网格系统。其中，XY方向的网格步长均为10m，纵向上划分为6个模拟层，其中1、2、4、5和6层厚度均为3米，3层厚度为1m，油层埋深2900m，1、2层为海绿石分布密集的低空低渗透储层，平均孔隙度为12％，x方向垂直于潮道方向，平均渗透率为20md，y方向即为潮道方向，平均渗透率为45md，3层为泥质含量极高的隔层，平均孔隙度5％，平均渗透率为1md，4、5、6层海绿石分布减少，储层物性渐好，为中孔中渗透储层，平均孔隙度为18％，x方向平均渗透率分别为100md、150md和200md，y方向平均渗透率分别为300md、400md、450md。纵向渗透率为y方向的0.2倍。

油藏底部直井生产井和直井注水井分别建立直排井网(直线排状井网结构)、交错井网、五点井网、七点井网、反七点井网、九点井网和反九点法井网地质模型，油藏顶部水平井根据油藏底部不同生产井网进行和合理的井位部署，水平生产井的水平段沿x方向，射孔沿y方向。模拟过程中使用的相对渗透率曲线如图3所示。模型中所需要岩石和流体参数如下：原始压力/MPa：32MPa；饱和压力/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；地层岩石压缩系数/10^-3MPa^-1：1.0032×10^-3MPa^-1；地层水粘度/(mPa·s)：0.18mPa·s。

利用数值模拟预测研究，优化生产井网。在油藏底部，对直线排状井网、交错排状井网、菱形五点井网、不规则七点井网、不规则反七点井网、不规则九点井网和不规则反九点井网共计7个方案进行优化筛选。

油藏顶部部署水平井，水平井分与上述排状井网的注水井呈直线排状对应关系，与菱形五点井网的注水井呈五点井网，与不规则七点井网和不规则九点井的边井注水井呈五点井网，与反七点和反九点的边井转注井呈五点井网。参见图4的预测结果表明，在上述条件约束下，油藏底部为不规则的反九点井网。

本实施方式的井网结构通过优选转注时机，进一步提高了油藏采收率，同时减少了钻井投资成本。随着油藏的开采，油藏底部边井相对角井受效快，部分边井将会达到水淹的程度，根据油藏综合含水率的变化，将垂直于潮道方向已达到水淹的边井进行转注，在1-6层全部射开，使底部直井生产井与直井注水井变成直线排状井网，顶部油藏水平生产井与直井转注井(注水井)形成五点井网。分别在油藏含水率达到80％、85％和90％时进行转注，通过数值模拟，图5预测的采收率分别为34.45％、31.13％，27.48％。由此可见，在油藏含水率达到80％进行注水，含水率最高。

本实施方式的井网结构通过优化井距，既保证了较高的采收率，又减少了井网建设投资成本。在薄互层状海绿石砂岩油藏注水开发综合含水率达到80％的条件下(即含水率大于80％)，开始对边部油井进行转注，并全部射开，至油藏含水率均达到98％时关井，计算采收率，固定潮道方向的井距，对菱形反九点井网的垂直于潮道方向的井距在50m，100m，150m，200m，250m，300m总计六个方案进行数值模拟预测研究，结果如图6所示。

结果表明，井距在200m左右时，采收率最高，井距大于200m后，井距对采收率的影响不大，因此，垂直于潮道方向的直井生产井与直井生产井的水平距离为200m-250m。

在确定了垂直于潮道方向的井距，对菱形反九点井网潮道方向的井距在250m，280m，300m，320m，350m，370m总计六个方案进行数值模拟预测研究，结果如图7所示。结果表明，潮道方向的井距在300-350m范围内，采收率相对较高，因此，潮道方向的直井生产井与直井生产井的水平距离为300-350m。

综上，如图1以及图2所示的反九点井网中，沿所述潮道方向，所述直井生产井P2与所述直井注水井I1的距离为300-350米；垂直于所述潮道方向，所述直井生产井P6与所述直井注水井I1的距离为200-250米，直井注水井I1位于2口水平生产井H1、H3中间，具体的，2口所述水平生产井H1、H3沿所述潮道方向的距离为300米，所述水平生产井H1与所述直井注水井I1沿所述潮道方向的距离为150米。

所以，本实施方式中的井网结构考虑了渗透率的方向性，该油藏结合沉积相优化井网结构，沿潮道方向渗透率大，直井生产井与注水井的距离大；垂直于潮道方向渗透率小，直井生产井与注水井距离近，确保波及体积，最大程度提高油藏动用程度，改善油田开发效果。

本实施方式的井网结构通过控制直井生产井和水平井年采液速度，进一步提高了薄互层状海绿石砂岩油藏的采收率。在薄互层状海绿石砂岩油藏注水开发综合含水率达到80％的条件下，开始对边部油井进行转注，并全部射开，至油藏含水率均达到98％时关井，计算年采收率，直井生产井和水平井年采液速度为2％、4％、6％、8％、10％、12％共计6个方案进行模拟预测研究，结果见图8，图8表明，直井生产井的年采液速度为6％-8％时，采收率最高达到34.45％，开发效果最好。

本实施方式通过水敏和盐敏分析，优选了注入水质，进一步提高了薄互层状海绿石砂岩油藏的采收率。分别对蒸馏水、矿化度5000mg/L、10000mg/L和15000mg/L以及20000mg/L的盐水进行水敏试验，其对应的累积注入倍数分别为110.8、84.2、52.9、25、25。通过图9试验曲线可以看出，水敏损害程度极强，矿化度为15000mg/L的盐水对储层伤害最小。分别对蒸馏水、矿化度为5000mg/L、10000mg/L和15000mg/L以及20000mg/L的盐水进行盐敏试验，通过图10试验曲线可以看出，注入水的临界矿化度为15000mg/L，储层损害最小。

下面将通过一具体的实施例应用来详细描述本实用新型提供井网结构及其优点，以便更好地理解本实用新型。

本实用新型一实施例提供了一种海绿石多层砂岩水驱的井网结构，M油田T油藏顶部海绿石分布密集，储层渗透率低，从测井解释成果表看出渗透率集中在10md-50md范围内，油藏中间富有隔层，隔层以下，海绿石含量减少，储层渗透性变好，渗透率集中在100md-500md范围内，油藏油层总厚度为16m，隔层厚度1m，为潮道相沉积。

采用如图1所示的组合井网结构，图1中油藏组合井网结构包括2口直井注水井(I1、I2)、13口直井生产井(P1至P13，包括3口转注井I3、I4、I5)和位于油藏顶部的4口水平井(H1、H2、H3、H4)，具体井网结构包括：选择2个相邻的组合注采井网作为注采井组。其中，沿潮道方向直井生产井P2与直井注水井I1之间的水平距离为300m，垂直于潮道方向，直井生产井P6与直井注水井I1的水平距离约为200m，直井生产井(P1至P13)在油藏隔层以下渗透性较好的储层上部射开,射开厚度6m。

在油藏含水率达到80％以前，注水井I1、I2在油藏隔层以下的储层底部射开，射开厚度为3m。在油藏含水率达到80％以后，边部直井生产井P6、P7、P8转注形成直井转注井I3、I4、I5，注水井I1、I2、I3、I4、I5全部射开，射开厚度16m。水平生产井H1、H2、H3、H4位于油藏隔层以上海绿石分布密集渗透性较差的储层顶部，水平段垂直于潮道方向，沿潮道方向射孔，水平段长度为300m。

S油田N油藏于2003-2004油藏投产一口井重新试采，试采时间短，采油量小，平均采油速度0.1％，采出程度为0.512％。之后关井停产。直到2010年油藏开始正式投入开发，到2012年共计投产直井生产井16口，平均单井日产油20bbl/d，油藏含水25％，采出程度2％，2013年1月油藏相继部署了3个上述注采井网，在2014年9月直井单井日产油出现了最高值达到166bbl/t，水平井日产800bbl/d，截止到2015年3月，注采井组含水达到了80％，部分直井生产井转注，截止到2015年11月平均日产油达到了100bb/d，采出程度达到了7.99％，注水明显见效，总体开发效果较好。

综上所述，本实施方式的薄互层状海绿石砂岩油藏的井网结构中，属于中低渗油藏的注水开发技术，适用于薄互层状油藏，通过合理的井网部署、优化井距、优化生产井的采液速度以及注水井和生产井的射孔方式，扩大波及体积，可以有效提高油藏的采收率，改善开发效果。

本实施方式提供的针对海绿石多层砂岩井网结构，解决了在目前的这种渗透率低并且纵向上渐变的薄互层油藏注水开发效果不佳的矛盾。同时，该井网结构适用于早期油藏底部采用直井井网注水开发，后期边部水井转注，顶部水平井主力采油的渗透率低并且纵向上渐变的薄互层油藏。

本实施方式提供低渗透并且纵向上渐变的薄互层油藏井网结构，摈弃了传统低渗透薄互层水平压裂的观念，在保证了油藏较高采收率的前提下，降低开采工艺和井网建设的投资成本，实现了油藏开发效益的最大化，对改善低渗透并且纵向上渐变的薄互层水驱聚效果具有重要意义。

本文引用的任何数字值都包括从下限值到上限值之间以一个单位递增的下值和上值的所有值，在任何下值和任何更高值之间存在至少两个单位的间隔即可。举例来说，如果阐述了一个部件的数量或过程变量(例如温度、压力、时间等)的值是从1到90，优选从20到80，更优选从30到70，则目的是为了说明该说明书中也明确地列举了诸如15到85、22到68、43到51、30到32等值。对于小于1的值，适当地认为一个单位是0.0001、0.001、0.01、0.1。这些仅仅是想要明确表达的示例，可以认为在最低值和最高值之间列举的数值的所有可能组合都是以类似方式在该说明书明确地阐述了的。

除非另有说明，所有范围都包括端点以及端点之间的所有数字。与范围一起使用的“大约”或“近似”适合于该范围的两个端点。因而，“大约20到30”旨在覆盖“大约20到大约30”，至少包括指明的端点。

披露的所有文章和参考资料，包括专利申请和出版物，出于各种目的通过援引结合于此。描述组合的术语“基本由…构成”应该包括所确定的元件、成分、部件或步骤以及实质上没有影响该组合的基本新颖特征的其他元件、成分、部件或步骤。使用术语“包含”或“包括”来描述这里的元件、成分、部件或步骤的组合也想到了基本由这些元件、成分、部件或步骤构成的实施方式。这里通过使用术语“可以”，旨在说明“可以”包括的所描述的任何属性都是可选的。

多个元件、成分、部件或步骤能够由单个集成元件、成分、部件或步骤来提供。另选地，单个集成元件、成分、部件或步骤可以被分成分离的多个元件、成分、部件或步骤。用来描述元件、成分、部件或步骤的公开“一”或“一个”并不说为了排除其他的元件、成分、部件或步骤。

应该理解，以上描述是为了进行图示说明而不是为了进行限制。通过阅读上述描述，在所提供的示例之外的许多实施方式和许多应用对本领域技术人员来说都将是显而易见的。因此，本教导的范围不应该参照上述描述来确定，而是应该参照所附权利要求以及这些权利要求所拥有的等价物的全部范围来确定。出于全面之目的，所有文章和参考包括专利申请和公告的公开都通过参考结合在本文中。在前述权利要求中省略这里公开的主题的任何方面并不是为了放弃该主体内容，也不应该认为发明人没有将该主题考虑为所公开的实施方式主题的一部分。

Claims (20)

1.一种井网结构，其特征在于，包括多口水平生产井、多口直井生产井、以及直井注水井；其中，所述多口水平生产井位于油藏的位置高于所述多口直井生产井位于油藏的位置；所述油藏为薄互层状海绿石砂岩油藏。

2.如权利要求1所述的井网结构，其特征在于：所述多口水平生产井位于所述油藏的顶部，所述多口直井生产井位于所述油藏的底部。

3.如权利要求1所述的井网结构，其特征在于：

所述直井生产井具有第一射开部；所述第一射开部位于油藏隔层以下；

所述直井注水井具有第二射开部；所述第二射开部位于油藏隔层以下；所述第二射开部位于所述第一射开部的下方。

4.如权利要求1-3任一所述的井网结构，其特征在于：所述油藏含水率小于80％，所述多口直井生产井与所述直井注水井呈至少一个反九点井网结构。

5.如权利要求4所述的井网结构，其特征在于：所述直井生产井的数量为13口，所述直井注水井的数量为2口；所述多口直井生产井与所述直井注水井形成两个反九点井网结构。

6.如权利要求5所述的井网结构，其特征在于：所述水平生产井的水平段垂直于潮道方向，沿所述潮道方向射孔。

7.如权利要求5或6所述的井网结构，其特征在于：所述反九点井网结构包括8口所述直井生产井、以及1口所述直井注水井；其中，4口所述直井生产井分别位于一矩形4个顶点位置，其余4口所述直井生产井分别位于所述矩形的4个边线的中间位置；1口所述直井注水井位于所述矩形的中心位置；

所述反九点井网结构中设有2口水平生产井，2口所述水平生产井沿所述矩形长度方向位于所述直井注水井的两侧。

8.如权利要求7所述的井网结构，其特征在于：所述矩形的长度方向与潮道方向平行。

9.如权利要求8所述的井网结构，其特征在于：2口所述水平生产井沿所述潮道方向的距离为300米，所述水平生产井与所述直井注水井沿所述潮道方向的距离为150米。

10.如权利要求8或9所述的井网结构，其特征在于：沿所述潮道方向，所述直井生产井与所述直井注水井的距离为300-350米；垂直于所述潮道方向，所述直井生产井与所述直井注水井的距离为200-250米。

11.如权利要求1所述的井网结构，其特征在于：所述直井生产井与所述直井注水井的射孔位置以及射孔段长度相同。

12.一种井网结构，其特征在于，包括多口水平生产井、多口直井生产井、多口直井转注井、以及直井注水井；其中，所述多口水平生产井位于油藏的位置高于所述多口直井生产井位于油藏的位置；所述油藏为薄互层状海绿石砂岩油藏。

13.如权利要求12所述的井网结构，其特征在于：所述油藏含水率大于80％，所述多口直井生产井、所述直井注水井以及所述多口直井转注井呈至少一个直线排状井网结构；所述多口水平生产井与所述直井转注井呈五点井网结构。

14.如权利要求13所述的井网结构，其特征在于：所述水平生产井与所述直井转注井全部射开；所述水平生产井位于油藏隔层以上；所述水平生产井的水平段垂直于潮道方向，沿所述潮道方向射孔。

15.如权利要求13或14所述的井网结构，其特征在于：所述直线排状井网结构包括6口所述直井生产井、2口所述直井转注井、以及1口所述直井注水井；

其中，4口所述直井生产井分别位于一矩形4个顶点位置，其余2口所述直井生产井分别位于所述矩形的2个相对边线的中间位置；2口所述直井转注井分别位于所述矩形的剩余2个相对边线的中间位置；1口所述直井注水井位于所述矩形的中心位置；

所述直线排状井网结构中设有2口水平生产井，2口所述水平生产井沿所述矩形长度方向位于所述直井注水井的两侧。

16.如权利要求15所述的井网结构，其特征在于：相邻两个直线排状井网结构中的4口水平生产井与1口所述直井转注井形成所述五点井网结构。

17.如权利要求16所述的井网结构，其特征在于：所述矩形的长度方向与潮道方向平行。

18.如权利要求16或17所述的井网结构，其特征在于：2口所述水平生产井沿潮道方向的距离为300米，所述水平生产井与所述直井注水井沿潮道方向的距离为150米。

19.如权利要求18所述的井网结构，其特征在于：沿所述潮道方向，所述直井生产井与所述直井注水井的距离为300-350米；垂直于所述潮道方向，所述直井生产井与所述直井注水井的距离为200-250米。

20.如权利要求12所述的井网结构，其特征在于：该井网结构由如权利要求1-11任一所述的井网结构转注形成。