朱博敏

(大慶油田有限責任公司 第六采油廠，黑龍江 大慶 163000)

薩中開發(fā)區(qū)高臺子油層井網井距優(yōu)化

朱博敏

(大慶油田有限責任公司 第六采油廠，黑龍江 大慶 163000)

薩中開發(fā)區(qū)高臺子油層初期采用300 m反九點法面積注水井網，開發(fā)到中后期，注采關系復雜、注采井距過大、儲量動用不充分以及剩余油富集嚴重等矛盾日益突出，有必要開展注采井網的優(yōu)化研究。結合高臺子油層的實際生產資料，基于注采強度、采油速度以及水驅控制程度對大慶油田常見的3種面積注水井網進行研究。從工程技術和經濟兩個方面對研究區(qū)不同井網的技術經濟極限井距進行了論證，在此基礎上，提出了4種適用于高含水期油田確定極限井距的計算方法。得出了一整套確定合理井網井距的方法，可推廣應用于其他地質條件類似的油田，研究成果對于中高含水期油田注采系統調整具有一定的指導意義和應用價值。

高含水期； 注采系統； 井網調整； 井距界限； 開發(fā)矛盾

經過30多年的注水開發(fā)，高臺子油層已經進入高含水階段，注采矛盾日益突出，油田整體開發(fā)效果變差。因此，在油田開發(fā)進行到一定階段后，需要對層系井網進行合理的調整與重組，以便取得更好的開發(fā)效果和經濟效益[1-3]。

要實現層系井網的調整，首先必須開展井網型式和合理注采井距的研究。大慶油田在長期生產實踐中發(fā)現，適當地提高注采井數比，增加井網密度，可以有效改變地層流體滲流方向，提高水驅儲量動用程度，增加油井的多向受效率，從而最終提高注水波及系數與水驅采收率[4-6]。近年來，國外學者對這方面的研究較多。R.S.Gurbanov等[7]通過對不同井網的地層流體滲流規(guī)律進行研究，找到了一種確定油氣田合理井網井距的新方法。Z.Wen等[8]通過對油田實際生產資料的分析，深入研究了井網密度對最終采收率的影響。T.L.Gould等[9]和S.A.Mathias等[10]對二次井網加密的增產因素進行了系統的研究。20世紀80年代以來，針對這方面的課題，國內學者也做了大量研究工作[11-13]。陳元千[14]率先研究了不同布井方式下計算合理井網密度的方法，指出井網密度不僅取決于井距，而且還與井網型式密切相關。周婧[15]、賈曉飛等[16]分別應用理論計算和數值模擬等方法來研究合理井網井距。杜曉康等[17]、楊新平等[18]在前人基礎上進一步研究了井網密度對見水波及系數以及采收率的影響。近年來，隨著井網加密調整措施在各大油田的廣泛實施，井網井距優(yōu)化研究不斷向縱深發(fā)展[19-21]。

本文以中區(qū)東部高臺子油層為例，系統分析了3種常見面積注水井網的注水特點，介紹了確定合理井網型式和計算合理注采井距的方法，并成功應用于中區(qū)東部高臺子油層的層系井網調整。

1 研究區(qū)概況

薩中開發(fā)區(qū)為背斜構造砂巖油藏，具有統一的壓力系統和油水接觸面，邊、底水不活躍。高臺子油層位于薩中開發(fā)區(qū)的最下部，共有92個沉積單元，4個油層組。平均孔隙度為27.5%，平均滲透率為313×10-3μm2，總體上儲層物性較好，屬于中高孔中高滲儲層。全區(qū)含油面積為5.82 km2，地質儲量為3 657.19×104t。初期采用3套井網進行開發(fā)，分別為GⅠ、GⅡ組油層井網、GⅢ組油層井網以及GⅣ組油層井網。原方案中的3套井網均采用了300 m×300 m反九點法面積井網。截止到2012年井網調整前，全區(qū)平均日產液32.66 t，日產油5.89 t，綜合含水率90.67%。

2 合理井網部署研究

目前，大慶油田主要采用面積注水方式，包括反九點法井網、五點法井網以及四點法井網。根據高臺子油層的特性，基于注采強度、水驅控制程度以及采油速度來確定合理的井網型式。

2.1 注采強度

在平面中心放置一口采油井，在油井的周圍以一定規(guī)則放置幾口注水井，組成一個單元面積注采井網，井網單元內的總井數決定井網的型式。大慶油田在生產實踐中，常用注采強度來衡量井網的強化程度[22-23]。注采強度可用于評價油層相對均質、砂體分布連續(xù)性較好的油藏的注采能力。

φ=Bηo

(1)

根據調整前300 m反九點法井網的相關數據計算在不同井網系統下的注采強度，結果如表1所示。

表1 高臺子油層不同井網系統的注采強度

由表1可知，在相同的井距下，五點法井網的注采強度大于四點法和反九點法，說明在相同井距下，五點法井網的注水能力和采油能力更強，油井受效充分，水驅控制程度高。

2.2 水驅控制程度

水驅控制程度與井網型式密切相關，不同的井網型式在相同的情況下對應不同的水驅控制程度。北京勘探開發(fā)研究院通過對大量油田資料的統計分析，回歸出不同井網下水驅控制程度的表達式(見式(2))[24]。該公式考慮因素全面，可用于確定不同井網井距下油藏的水驅控制程度。

(2)

式(2)表明，井網水驅控制程度主要取決于井網型式、井距、砂體分布面積。高臺子油層井網加密前的平均水驅控制程度為82.9%，擬合參數aCo=694.62。根據實際生產資料，計算高臺子油層不同井網下的水驅控制程度，結果如圖1所示。

圖1 高臺子油層不同井網系統的水驅控制程度

由圖1可知，在一定井距范圍內(井距大于100 m)，當井距相同時，五點法注水系統的井網水驅控制程度最高，四點法次之，反九點法最低。因此，從提高水驅控制程度的角度出發(fā)，可考慮將反九點法井網調整為五點法井網。

2.3 采油速度

注采強度與水驅控制程度直接影響采油速度。在注采平衡條件下，采油速度與各影響參數之間的關系式如下[25]：

(3)

從式(3)可以看出，相同的油層區(qū)塊，在相同的注水開發(fā)條件下，井網單元的采油速度主要取決于井網系統的注采強度ηoM。根據高臺子油層的相關統計資料，計算井網加密前不同井網系統下單元井網的采油速度。

表2為高臺子油層不同井網系統下的采油速度。由表2可知，在含水率、注水強度都相同的條件下，五點法井網的采油速度最高。

表2 高臺子油層不同井網系統的采油速度

綜合以上開發(fā)指標可知，五點法井網的注采強度、水驅控制程度以及采油速度均高于其他井網。調整前高臺子油層隨著開發(fā)時間的延長，開發(fā)效果逐漸變差，特別是GⅢ、GⅣ井網層間矛盾突出、砂體控制程度低，薄差油層的滲流阻力相對較大。隨著開發(fā)時間的推移，采油速度下降明顯，因此需要進行強化開采，而五點法井網的注采強度、水驅控制程度以及采油速度相對更高，可以滿足油田強化開采的需求，因此可以優(yōu)先考慮將GⅢ、GⅣ反九點法井網轉換成為五點法井網。

3 技術極限井距研究

合理的井距對于一般中高滲透油田開發(fā)來說是一個重大原則問題。本文根據井網適應性論證的研究結果，結合中區(qū)東部高臺子油層實際情況進行具體分析，最終確定高臺子油層的合理井網井距。

通過對井網適應性的論證，根據不同油層的物性及砂體分布將高臺子油層分為3個層系：GⅠ、GⅡ1—GⅡ26、GⅡ27及以下。其中GⅠ和GⅡ1—GⅡ26仍然采用反九點法井網，GⅡ27及以下采用五點法井網。分別對這3個層系的技術極限井距和經濟極限井距進行研究。

3.1 采油速度法

在井網系統和砂體分布面積相同的情況下，不同的井距對應不同的采油速度。因此，可以通過約定某一采油速度來確定合理的井距范圍，計算公式如下[26]：

(4)

根據高臺子油層的實際情況，計算不同采油速度下的合理井網密度，結果見圖2。

圖2 注采井距與采油速度的關系

從圖2可以看出，對于GⅠ、GⅡ1—GⅡ26井網，若要達到1%～2%的采油速度，則井距范圍應為183～300 m。對于GⅡ27及以下井網而言，若要得到較高的采油速度(大于或等于1%)，則需要進行井網加密，井距最高可為172.07 m；如國民經濟發(fā)展需要產更多的油，經濟形勢也比較有利，那就需要進一步縮小井距，則井距最低可達99.34 m左右，可將采油速度提高到3%左右。若要再提高采油速度，井網過密，鉆井過多，生產成本迅速上升，可能在經濟上不夠合理。

3.2 井網密度法

通過大量生產實踐及研究分析，發(fā)現油田井網密度與采收率之間存在密切聯系，即油田采收率隨井網密度增加而增加，在油田開發(fā)過程中可以通過增加井網密度來提高采收率。謝爾卡喬夫公式明確了井網井距與采收率之間的關系：

ER=EDe-a/S

(5)

根據國內油田的統計資料，依據流度的不同將國內油田劃分為5種類型，分別統計了不同類型油田的井網密度和對應的采收率，并運用謝爾卡喬夫公式得到了采收率與井網密度之間的回歸方程，結果見表3?；貧w方程具有普適性和代表性，其結果對于油田開發(fā)決策具有非常重要的參考作用。

當前，高臺子油層的地下原油黏度為9.2 mPa·s，平均滲透率為313 mD，平均流度為34.02 mPa·s/(10-3μm2)，屬于Ⅲ類油藏。

表3 國內不同類型油田油井采收率與井網密度的關系

圖3為不同類型油藏采收率與井距的關系。從圖3可以看出，對于不同的油藏而言，隨著井距的增加，采收率隨之下降。原方案注采井距為300 m，當井距范圍為100～300 m時，隨著井距的增大，采收率下降明顯，因此適當縮小井距可以有效提高油田采收率。當井距小于100 m時，隨著井距的變小，采收率上升變緩。

圖3 不同類型油藏采收率與井距的關系

根據高臺子油層的的相關數據計算不同油層組對應的井網指數，結果見表4。

表4 不同油層組井網指數

室內實驗得到高臺子油層GⅠ、GⅡ1—Ⅱ26、GⅡ27及以下層系的驅油效率分別為50%、50%、45%，根據當前井網條件下的原油采收率數值及井網指數的計算公式，得到GⅠ、GⅡ1—GⅡ26、GⅡ27及以下的井網指數分別為3.59、4.06、4.53。應用謝爾卡喬夫公式來計算不同井網密度和井距條件下的層系采收率，結果見圖4。

圖4 不同層系采收率與井距的關系

從圖4可以看出，隨著井距的逐漸增大，采收率下降速度逐漸加快。如果采收率達到40%以上，GⅠ、GⅡ1—GⅡ26井網注采井距最大不得超過250 m，GⅡ27及以下井網注采井距最大不得超過150 m。進行井網加密時，約定井距每縮小1 m，采收率上升幅度不得低于0.04%，則GⅠ井網井距最小為100 m，GⅡ1—GⅡ26井網、GⅡ27及以下井網的井距最小為98 m。當井距小于98 m時，隨著井距的變小，采收率上升過于平緩，此時繼續(xù)減小井距意義很小。

3.3 水驅控制程度法

水驅控制程度是指用油水井單向或多向連通砂體儲量占總儲量的百分數來反映油藏的水驅效果。因此井距越小(井網密度越大)，注采井數比越大，相應的水驅控制程度越高，油田注水開發(fā)效果也越好。在反九點法和五點法的井網系統下，由式(2)分別計算不同井距對應的水驅控制程度，結果見圖5。

圖5 水驅控制程度與井距的關系

從圖5可以看出，當井網型式一定時，隨著井距的增大，水驅控制程度逐漸減小。在反九點法井網系統下，若要保證水驅控制程度大于80%，合理井距不得大于320 m；在五點法井網系統下，若要保證水驅控制程度大于90%，合理井距不得大于300 m。進行井網加密時，約定井距每縮小1m，水驅控制程度上升幅度不得低于0.02%，則GⅠ、GⅡ1—GⅡ26井網井距最小可為90 m，GⅡ27及以下井網的井距最小可為98 m。當井距小于98 m時，水驅控制程度變化過于平緩，繼續(xù)減小井距意義不大。因此，GⅡ27及以下的井距最小可減少至98 m左右。

4 經濟極限井距研究

井網加密確定合理注采井距時必須要進行經濟評價，合理的井網密度應當既能實現較好的開發(fā)效果，又能取得良好的經濟效益[27-28]。

單井平均日產油量的經濟極限：

(6)

根據平均單井日產油量經濟極限計算單井控制可采儲量的經濟極限：

(7)

對式(6)和式(7)進行整理后可得：

(8)

單井控制地質儲量的經濟極限：

(9)

單位面積地質儲量與單井控制地質儲量經濟極限的比值即為井網密度經濟極限：

(10)

將式(9)代入式(10)中，整理后得到：

(11)

根據井網密度經濟極限，求出經濟極限井距：

(12)

開發(fā)評價年限設定為30年，通過式(12)計算不同原油價格下的經濟極限井距，結果見圖6。

圖6 不同原油價格下的經濟極限井距

從圖6可以看出，當原油價格一定時，GⅡ27及以下的經濟極限井距小于GⅠ、GⅡ1—GⅡ26，這說明對GⅡ27及以下層系進行井網加密可以取得更好的經濟效益。當原油價格為50美元/桶時，GⅡ27及以下井網的井距最小不得低于99.76 m。

5 井網井距設計與實施效果

結合中區(qū)東部高臺子油層的實際生產數據，對層系調整和井網加密后的油田開發(fā)效果進行評價，運用水驅特征曲線法對全區(qū)含水率達到98%時的采收率進行預測，結果見圖7。

圖7 各井網年產油量隨時間變化曲線

從圖7可以看出，高臺子油層進行井網加密后，全區(qū)的年產油量大幅上升，截止到2015年，全區(qū)產油量達到41.59×104t。全區(qū)平均采油速度在井網加密后快速上升，截止到2015年，全區(qū)平均采油速度達到1.19%，與調整前相比上升了0.47%。

圖8為全區(qū)水驅特征規(guī)律曲線。從圖8可以看出，當含水率達到98%時，采收率為49.55%，與調整前預測的采收率(47.29%)相比提高了2.26%。

圖8 全區(qū)水驅特征規(guī)律曲線

6 結論與建議

(1)在相同井距和井網密度條件下，五點法井網的大多數指標優(yōu)于反九點法井網和四點法井網，對于開發(fā)砂體分布比較分散、非均質性較強的油藏是一種比較理想的注水系統。根據高臺子油層不同層系井網的特點，GⅡ27及以下層系可優(yōu)先考慮調整為五點法井網。

(2)GⅡ27及以下層系可以優(yōu)先考慮進行井網加密，井網加密后的最小井距不得小于99.76 m。

符號說明

φ—注采強度，無量綱；

B—注采井數比，四點法為1∶2，五點法為1∶1，反九點法為1∶3；

ηo—采油井井網密度，口/km2；

α—水驅控制程度；

Co—油砂體面積中值，km2；

d—平均井距，km；

n—系數，取1；

b—井網系統單井控制面積與井距平方之間的換算系數，b=0.1352-0.54+1.405；

vo—采油速度，%；

I—注水強度，m3/(d·m)；

C—單儲系數，104t/(km2·m)；

Bo/r—原油體積換算系數；

fw—油井含水率；

t—采油井年生產天數，d；

S—井網密度，口/km2；

N—原油地質儲量，t；

qo—平均單井產量，t/d；

Ty—年有效生產時間，d；

A—含油面積，km2；

ER—原油采收率；

ED—驅油效率；

a—井網指數，a=18.14(Ka/μo)-0.421 8；

Ka—平均絕對滲透率，10-3μm2；

μo—地層原油黏度，mPa·s；

ID—平均每口井的鉆井投資(包括射孔、壓裂和造縫等)，萬元/井；

IB—平均每口井的地面建設費用(包括系統工程建設和礦建等)，萬元/井；

R—投資貸款利率；

T—開發(fā)評價年限，a；

β—油井系數，即油水井的總數與油井數的比值；

τo—采油時率；

do—原油商品率；

Po—原油銷售價格，元/t；

O—原油成本，元/t；

Ri—開發(fā)評價年限內可采原油儲量的采出程度。

[1] 楊川,張金亮,彭夢玲.蘇里格氣田儲層流動單元規(guī)模與連通性研究[J].特種油氣藏,2017,24(4):117-121.

[2] 王衛(wèi)學.大慶油田A區(qū)塊層系井網優(yōu)化調整技術[J].長江大學學報(自科版),2013,10(10):119-122.

[3] 于蘭.薩中開發(fā)區(qū)中區(qū)西部二次開發(fā)井網重構研究[D].北京：中國地質大學(北京),2010.

[4] 張偉.三種計算經濟極限井網密度方法的比較分析[J].內蒙古石油化工,2011,37(18):8-10.

[5] 鐘萍萍,彭彩珍.油藏井網密度計算方法綜述[J].石油地質與工程,2009,23(2):60-63.

[6] 劉秀婷,王勝義,楊軍,等.多目標優(yōu)化法確定油田合理井網密度[J].新疆石油地質,2004,25(1):74-76.

[7] Gurbanov R S,Musayeva S A,Gurbanov R S,et al.Advanced well spacing system application in the development of oil and gas fields[J].Procedia Computer Science,2016,102:446-452

[8] Wen Z,Huang G,Zhan H.Non-darcian flow to a well in a leaky aquifer using the Forchheimer equation[J].Hydrogeology Journal,2011,19(3):563-572.

[9] Gould T L,Salrem A M.Infilling drilling for recovery.Incremental[J].JPT,1989,41(3):220-237.

[10] Mathias S A,Todman L C.Step-drawdown tests and the Forchheimer equation[J].Water Resources Research,2011,46:7514.

[11] 王鋒.臨盤油田復雜斷塊油藏注采井網優(yōu)化[J].西安石油大學學報(自然科學版),2014,29(5):58-60.

[12] 畢永斌,趙隆順,張梅,等.復雜斷塊合理井距確定新方法[J].特種油氣藏,2015,22(4):108-111.

[13] 周金應,萬怡妏.一種計算高含水后期合理井網密度的新方法[J].斷塊油氣田,2008,15(1):48-51.

[14] 陳元千.不同布井方式下的井網密度的確定[J].石油勘探與開發(fā),1986,13(1):60-62.

[15] 周婧.延長油田合理井網密度及合理注采井距研究[J]石化技術,2016,23(1):163.

[16] 賈曉飛,孫召勃,李云鵬,等.普通稠油油藏五點井網非活塞水驅平面波及系數計算方法[J].西安石油大學學報(自然科學版),2016,31(5):53-59.

[17] 杜曉康,李治平,田豐.偏心反九點井網見水波及系數研究[J].特種油氣藏,2017,24(4):127-131.

[18] 楊新平,陳光喜,姜瑞忠,等.礫巖油藏采收率理論公式推導與應用[J].特種油氣藏,2016,23(5):96-99.

[19] 何東博,王麗娟,冀光,等.蘇里格致密砂巖氣田開發(fā)井距優(yōu)化[J].石油勘探與開發(fā),2012,39(4):458-464.

[20] 冷小勇.宋芳屯油田芳17區(qū)塊注采比優(yōu)化研究[J].當代化工,2017,46(8):1679-1683.

[21] 牟廣山.低滲透油田Y區(qū)塊井網加密調整方法研究[J].內蒙古石油化工,2017,43(5):115-117.

[22] 王俊魁,王書禮.三種常用面積注水井網的比較與選擇[J].大慶石油地質與開發(fā),1994(1):35-38.

[23] 田鴻照.水平井注采井網和注采參數優(yōu)化研究[J].石油化工應用,2016,35(8):6-9.

[24] 杜滿昌.水驅層系井網優(yōu)化調整技術研究[J].內蒙古石油化工,2013,39(8):101-102.

[25] 姜鳳光,王小林.采油速度影響因素及理論值研究[J].西南石油大學學報(自然科學版),2013,35(6):104-108.

[26] 李紅軍.朝陽溝油田不同類型區(qū)塊的合理井網密度研究[D].大慶:大慶石油學院,2010.

[27] 梁凇,賈京坤,楊航.基于單井控制儲量與井網密度的老油田經濟極限井網密度計算新方法[J].油氣地質與采收率,2014,21(4):104-106.

[28] 張保衛(wèi).稠油油藏水驅轉熱采開發(fā)經濟技術界限[J].油氣地質與采收率,2010,17(3):80-82.

Optimization of Well Spacing in Gaotaizi Reservoir of Sazhong Development Zone

Zhu Bomin

(No.6OilProductionFactory,DaqingOilfieldCompanyLtd.,DaqingHeilongjiang163000,China)

In the early stage of the Gaotaizi reservoir in the middle of of Sazhong development zone, the 300 m inverted nine spot area of the injection water well pattern was developed. During the middle and late stages of reservoir development, many problems were exposed in the process of development such as the complex injection-production relationship, too large well spacing, inadequate production of reserves and serious enrichment of remaining oil. Therefore, it is necessary to carry out the optimization of injection and production well pattern. Combined with the actual production data of Gaotaizi reservoir, three kinds of water injection wells, which are common in Daqing oilfield, are studied based on injection and production intensity, oil recovery rate and water flooding control degree. From the two aspects of engineering methods and economy aspects, the technical and economic limit wells of different well patterns in the study area are discussed. On this basis, four kinds of calculation methods are proposed to determine the reasonable well spacing of high water cut stage of oilfield development.This paper provides a complete set of methods to determine the reasonable well pattern and well spacing, which can be applied to other oil fields with similar geological conditions. The research findings have important guiding significance and application value for the injection-production system adjustment of the oilfields in medium and high water cut stage.

High water cut stage; Production-injection system; Well pattern adjustment; Limit of well spacing; Development contradiction

1672-6952(2017)05-0038-06

投稿網址：http://journal.lnpu.edu.cn

2017-03-24

2017-05-03

黑龍江省自然科學基金項目“多層砂巖油藏合采井產能主控因素及作用機理研究”(E201407)。

朱博敏(1993-)，男，從事開發(fā)地質及油氣田開發(fā)研究；E-mail：245699661@qq.com。

TE341

A

10.3969/j.issn.1672-6952.2017.05.008

(編輯 宋官龍)