气水组合注采井网结构技术领域
本实用新型涉及一种适用于裂缝性油藏采油的井网结构，特别是一种气水组合注
采井网结构。
背景技术
裂缝性油藏又称为双重介质油藏，是指储层发育既有孔隙又有裂缝，储集空间、
渗流模式有别于常规油藏。孔隙介质为主要的油气储集场所，裂缝系统为油气运移的
主要渗流通道，由于裂缝和基质在储集和渗流能力上存在较大差异，再加上裂缝发育
程度及其在空间上的分布存在严重的非均质性，与常规油藏相比，裂缝性油藏开发具
有一定的难度。
对于裂缝较为发育、纵向连通性较好的块状裂缝性油藏，采用传统的衰竭式开采，
地层能量亏空后，油井产量会迅速递减，渗透性较差的基质系统中残余大量原油，弹
性采收率很低。注水开发补充地层能量，但是地下裂缝产状特征、闭合形态及发育程
度缺乏定量表征，注入水易沿裂缝水窜，油井易水淹，油井见水后短时间内进入高含
水期，虽采用多元注水方案见到一定效果，但含水上升仍较快，稳压控水矛盾突出，
水驱采收率并不高。如果储层为油湿或者中性润湿，水驱将绕过基质岩块而只采出裂
缝中的原油，水驱采收率更低。通常衰竭式和注水开发后，原油最终采收率不会超过
30％，储层中尚有大部分剩余油。
实用新型内容
针对现有技术中裂缝性油藏原油的采收率较低的问题，本实用新型提出了一种气
水组合注采井网结构，能够避免注入水利用率低带来的原油残留的问题，在采油过程
中增油降水，提高油藏的最终采收率。
本实用新型解决其技术问题所采用的技术方案是：一种气水组合注采井网结构，
为反七点井网结构，所述反七点井网结构的中部设置有注气井和注水井，所述反七点
井网结构的周围设置有六口采油井。
注气井的上部含有上注气射孔段；注水井的下部含有下注水射孔段；所述采油井
的中部含有中采油射孔段。
注气井的上注气射孔段位于油层的上方；注水井的下注水射孔段位于所述油层的
下方；所述采油井的该中采油射孔段位于所述油层。
上注气射孔段的射开厚度小于或等于所述油层的厚度的三分之一，下注水射孔段
的射开厚度小于或等于所述油层的厚度的三分之一，所述中采油射孔段的射开厚度小
于或等于所述油层的厚度的三分之一。
所述六口采油井包括沿周向依次设置的第一采油井、第二采油井、第三采油井、
第四采油井、第五采油井和第六采油井，第四采油井、注气井、注水井和第二采油井
位于同一直线上，第一采油井和第三采油井位于所述直线的一侧，第五采油井和第六
采油井位于所述直线的另一侧。
注水井与第二采油井、第三采油井和第六采油井之间的距离均为200m至300m。
注水井与第二采油井、第三采油井和第六采油井之间的距离均为250m。
注气井与第一采油井、第四采油井和第五采油井之间的距离均为200m至300m。
注气井与第一采油井、第四采油井和第五采油井之间的距离均为250m。
所述六口采油井呈六边形排布，每口所述采油井相应的位于该六边形的一个角，
相邻的两口该采油井之间的距离为200m至300m，注气井和注水井之间的距离为150m
至300m，注气井、注水井和所述采油井均为直井。
本实用新型的有益效果是：在原注水开采的基础上，采用注气与注水相结合，从
而弥补注水开发的不足，增油降水，提高油藏的最终采收率。
附图说明
图1是本实用新型的气水组合注采井网结构的结构示意图；
图2是图1沿A-A线的剖切图；
图3是本实用新型的气水组合注采井网结构与现有技术的直平组合注水井网结
构的采出程度对比图。
附图标记说明：
1、注气井，11、上注气射孔段，2、注水井，21、下注水射孔段，31、第一采油
井，311、中采油射孔段，32、第二采油井，321、中采油射孔段，33、第三采油井，
34、第四采油井，35、第五采油井，36、第六采油井。
具体实施方式
为了对本实用新型的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明
本实用新型的具体实施方式。
如图1所示，本实用新型提出了一种气水组合注采井网结构，所述气水组合注采
井网结构为反七点井网结构，所述反七点井网结构的中部设置有注气井1和注水井2，
所述反七点井网结构的周围设置有六口采油井。
传统的开采方式是采用注水开采，由于注入水易裂缝水窜，水淹油井，使注入水
利用率低，主体部位基质中剩余油仍难以动用。因此传统的开采方式的衰竭式开采，
在渗透性差的基质岩块中会残余大量的原油。尤其对于厚层块状裂缝性油藏，注水开
发不仅面临高含水的问题，吸水剖面差异程度较大，纵向上水驱动用程度也严重不均。
本实用新型的气水组合注采井网结构适用于块状或厚层状裂缝性稀油油藏，能有
效解决常规开发方式所面临的技术瓶颈。所述气水组合注采井网结构，在原注水开采
的基础上，采用注气与注水相结合，由于注入气运移路径与水驱存在差异，通过分子
间扩散作用能够进入水波及不到的微裂缝、微孔隙，动用水驱未波及到的剩余油，从
而弥补注水开发的不足。而且，油气间界面张力远小于油水间的界面张力，油气密度
差又大于油水密度差，因而注气后也可以减小毛管力的作用，能够在一定程度上抑制
水的流动，增油降水效果明显；室内试验研究也表明，裂缝性油藏因裂缝与基质渗透
率差异较大，注水开发基质采出程度仅为14.8％，驱油效率只有24.68％。采用注气开
发可大大提高基质原油采出程度，相对于水驱提高43.64％，驱油效率可达63.43％。
本实用新型中注入的气体选用惰性气体中的氮气作为注入介质，进行注气驱油控水。
另外，注气注水同步立体注入维持或提高了油藏压力，能有效解决裂缝性油藏注水开
发高含水后稳压控水间的矛盾，提高油藏的最终采收率。
在一个优选的实施方式中，注气井1的上部含有上注气射孔段11；注水井2的
下部含有下注水射孔段21；所述采油井的中部含有中采油射孔段。由此可知，所述
气水组合注采井网结构在原有井网的基础上，能够利用原有注水井2进行注水，水淹
直井转注气井1进行注气，所述采油井进行中部采油，贯彻经济高效油田开发的理念，
合理利用现有资源优化注采井别，构建了所述气水组合注采井网结构，节约钻井投资，
并带来了经济效益；同时，这种“高注气、低注水”的开发方式，在一定程度上能够
起到分注作用，有效提高纵向波及体积。
在一个具体的实施方式中，注气井1的上注气射孔段11位于油层的上方；注水
井2的下注水射孔段21位于所述油层的下方；所述采油井的该中采油射孔段位于所
述油层。本实用新型的气水组合注采井网结构中的注气井1、注水井2和所述采油井
位于同一注采井组内，注气井1从高部位注气驱油控水，注水井2从低部位注水保压，
所述采油井从中部进行采油，注气、注水、采油位于同一含油目的层，形成高、中、
低立体注采的开采模式。
为了扩大注入介质的波及体积，上注气射孔段11的射开厚度小于或等于所述油
层的厚度的三分之一，下注水射孔段21的射开厚度小于或等于所述油层的厚度的三
分之一，建立有效驱替压力系统，满足油藏合理开发要求；所述中采油射孔段的射开
厚度小于或等于所述油层的厚度的三分之一，充分发挥储层潜力。
在如图1及图2所示的一个具体实施方式中，所述六口采油井包括沿周向依次设
置的第一采油井31、第二采油井32、第三采油井33、第四采油井34、第五采油井
35和第六采油井36，第四采油井34、注气井1、注水井2和第二采油井32位于同一
直线上，第一采油井31和第三采油井33位于所述直线的一侧，第五采油井35和第
六采油井36位于所述直线的另一侧。第一采油井31的射孔段为中采油射孔段311，
第二采油井32的射孔段为中采油射孔段321。
如图2所示，所述六口采油井呈六边形排布，每口所述采油井相应的位于该六边
形的一个角，相邻的两口该采油井之间的距离为200m至300m，注气井1和注水井2
之间的距离为150m至300m，注气井1、注水井2和所述采油井均为直井。
其中，注水井2与第二采油井32、第三采油井33和第六采油井36之间的距离
均为200m至300m，注气井1与第一采油井31、第四采油井34和第五采油井35之间
的距离均为200m至300m。为了避免出现直井开发易气窜的问题，注水井2与第二采
油井32、第三采油井33和第六采油井36之间的距离优选为250m，注气井1与第一
采油井31、第四采油井34和第五采油井35之间的距离优选为250m，以提高注入介
质利用率，改善开发效果。
如图3所示，在油藏实际参数模拟计算下，对比本实用新型的气水组合注采井网
结构与现有技术的直平组合注水井网结构的开发效果，本实用新型的气水组合注采井
网结构比现有技术的直平组合注水井网结构的最终采出程度高10.0％。
以上所述仅为本实用新型示意性的具体实施方式，并非用以限定本实用新型的范
围。任何本领域的技术人员，在不脱离本实用新型的构思和原则的前提下所作的等同
变化与修改，均应属于本实用新型保护的范围。而且需要说明的是，本实用新型的各
组成部分并不仅限于上述整体应用，本实用新型的说明书中描述的各技术特征可以根
据实际需要选择一项单独采用或选择多项组合起来使用，因此，本实用新型理所应当
地涵盖了与本案创新点有关的其他组合及具体应用。