吉 敏

（中國石油長慶油田公司第一采油廠，陜西高陵 710200）

國內(nèi)外非常規(guī)油氣藏開發(fā)實(shí)踐證明，水平井和分段壓裂是成功開發(fā)致密油藏的關(guān)鍵[1]。對致密油藏在多級(jí)壓裂開發(fā)技術(shù)的條件下不同開發(fā)單元合理開發(fā)方式的優(yōu)選，李忠興、樊建明等[2–7]利用水平井段長度與裂縫長度、壓裂級(jí)數(shù)等的關(guān)系，對致密油藏開發(fā)效果進(jìn)行評價(jià)來確定；章敬、劉義坤等[8–15]則通過數(shù)值模擬技術(shù)進(jìn)行油田區(qū)塊井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整。目前較少有基于經(jīng)濟(jì)效益對致密油藏井組開發(fā)效果進(jìn)行的評價(jià)，為了制定更合適的致密油藏井組調(diào)整方案，本文利用盈利系數(shù)，對J油田M區(qū)不同井網(wǎng)類型驅(qū)替模式下的開發(fā)效果進(jìn)行評價(jià)，優(yōu)化開發(fā)技術(shù)政策。

1 研究區(qū)概況

J油田M區(qū)長7油藏原始驅(qū)動(dòng)類型為彈性溶解氣驅(qū)，是一套深湖–半深湖相沉積體，主要發(fā)育砂質(zhì)碎屑流和濁流沉積，屬巖性油藏。油藏埋深1 750～1 800 m，有效滲透率 0.15×10–3～0.19×10–3μm2，平均孔隙度9.4%。該區(qū)塊主要采用水平井和定向井聯(lián)合布井方式規(guī)模開發(fā)建產(chǎn)，以五點(diǎn)法和七點(diǎn)法井網(wǎng)部署為主，平均水平段長820 m；其余則采用長水平段自然能量開發(fā)的建產(chǎn)方式，平均水平段長1 100 m。目前地層能量補(bǔ)充不足，產(chǎn)量下降快，采用注水補(bǔ)充能量的方式，存在“注水不見效、見效即見水”的問題，為此需要針對井組特點(diǎn)，進(jìn)行開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化。

2 驅(qū)替開發(fā)現(xiàn)狀

2.1 驅(qū)替模式劃分

目前J油田M區(qū)以注水開發(fā)和衰竭開發(fā)為主，影響注水開發(fā)效果的重要因素是驅(qū)替模式。對油田實(shí)際油水井注采關(guān)系進(jìn)行簡化，可將現(xiàn)場驅(qū)替井網(wǎng)模式劃分為完善井網(wǎng)和不完善井網(wǎng)兩大類，其中，不完善井網(wǎng)又可細(xì)分為單向驅(qū)替型（I型和T型）、多向驅(qū)替型（L型、C型和U型）（表1）。

表1 M區(qū)長7油藏驅(qū)替井網(wǎng)模式劃分

2.2 開發(fā)矛盾分析

在排除裂縫溝通，不均勻驅(qū)替的前提下，不同驅(qū)替模式開發(fā)矛盾不同。針對全面驅(qū)替模式（O型），五點(diǎn)井網(wǎng)腰部井段難以動(dòng)用，七點(diǎn)井網(wǎng)腰部注水容易形成優(yōu)勢通道快速水淹；針對單向驅(qū)替模式（I型和T型），驅(qū)替地層能量補(bǔ)充不足，由于單邊注水，剩余油富集；針對多向驅(qū)替模式（L型、C型和U型），驅(qū)替地層能量補(bǔ)充較為充足，但在缺少注水井的對應(yīng)油層部位，剩余油相對富集，不能得到有效動(dòng)用。

一般采油井解決生產(chǎn)開發(fā)矛盾的過程如下：首先從注采參數(shù)進(jìn)行開發(fā)調(diào)整；其次通過油水井措施，提高或恢復(fù)采油井單井產(chǎn)能，實(shí)現(xiàn)注水井有效注水；最后在開發(fā)調(diào)整和油水井措施無效的情況下，考慮調(diào)整井網(wǎng)或完善井網(wǎng)。

由于致密油水平井開發(fā)成本高，且開發(fā)過程中易見水，見水后產(chǎn)能很難恢復(fù)，因此在生產(chǎn)過程中，如何延緩含水上升，提高采出程度是致密油水平井開發(fā)的關(guān)鍵[16–17]；如何優(yōu)化已開發(fā)致密油水平井的投入與產(chǎn)出比，則是解決生產(chǎn)矛盾的核心問題。

3 驅(qū)替井網(wǎng)調(diào)整模擬

3.1 建模參數(shù)

利用數(shù)值模擬方法，對不同井網(wǎng)開展為期10 a的數(shù)值模擬分析（表 2），將對稱分布的水平井分段壓裂縫依次對應(yīng)8個(gè)壓裂段序號(hào)，利用數(shù)值模擬對在相同生產(chǎn)參數(shù)、不同驅(qū)替模式下的單縫累計(jì)產(chǎn)油量開展對比分析。

3.2 完善井網(wǎng)

七點(diǎn)井網(wǎng)和五點(diǎn)井網(wǎng)均為完善井網(wǎng)全面驅(qū)替 O型。以長水平段五點(diǎn)井網(wǎng)為例，模擬在不同滲透率儲(chǔ)層中注水開發(fā)及衰竭開發(fā)。從表3中可以看出，長水平段五點(diǎn)井網(wǎng)注水受效主要集中在邊縫，中間段原油動(dòng)用程度較差，注水很難受效，壓力保持水平較低，累計(jì)產(chǎn)油量較低，為衰竭開發(fā)。

為了進(jìn)一步改善中間段含油區(qū)開發(fā)效果，在長水平段五點(diǎn)井網(wǎng)腰部位置增設(shè)2口注水井，將較大注采單元（長水平段五點(diǎn)井網(wǎng)）分割為2個(gè)小注采單元（短水平段七點(diǎn)井網(wǎng)），模擬為期10 a的小注采單元開發(fā)情況，可以看出小注采單元注水保壓效果明顯，中間段原油區(qū)動(dòng)用程度增高。

表2 致密油水平井建模參數(shù)

表3 10年期五點(diǎn)井網(wǎng)與七點(diǎn)井網(wǎng)含油飽和度場、壓力場對比

小注采單元各縫產(chǎn)量差異較小，各縫產(chǎn)量較均勻，減小了縫間壓力的干擾。由各條裂縫產(chǎn)量對比（圖 1）可看出，調(diào)整后水平井 8條裂縫初始產(chǎn)量明顯提高，減少了中部裂縫能量得不到有效補(bǔ)充造成裂縫產(chǎn)量小的問題。結(jié)果表明，通過將較大注采單元（長水平段五點(diǎn)井網(wǎng)）調(diào)整為小注采單元（短水平段七點(diǎn)井網(wǎng)），可增加裂縫水驅(qū)受效程度。

圖1 五點(diǎn)井網(wǎng)調(diào)整為七點(diǎn)井網(wǎng)后各裂縫段的產(chǎn)量對比

3.3 不完善井網(wǎng)

M區(qū)不完善井網(wǎng)數(shù)量多，產(chǎn)生不完善原因復(fù)雜（如生產(chǎn)制度調(diào)整、施工限制等），需要針對不同類型井網(wǎng)，在地質(zhì)分析與動(dòng)態(tài)研究的基礎(chǔ)上，做出相應(yīng)調(diào)整措施。本次通過開發(fā)效果評價(jià)及經(jīng)濟(jì)評價(jià)直觀體現(xiàn)不完善井網(wǎng)優(yōu)化對產(chǎn)量的影響。

4 開發(fā)效果評價(jià)

建立理論數(shù)值模型，可預(yù)測不同驅(qū)替模式下的增油量。通過對比分析不同井網(wǎng)模式下、不同開發(fā)模式的累計(jì)產(chǎn)油量隨時(shí)間變化特征（圖 2）發(fā)現(xiàn)，注水開發(fā)優(yōu)于衰竭開發(fā)，T型驅(qū)替的改善效果最好，U型驅(qū)替的改善效果最差。

圖2 不同井網(wǎng)模式下累計(jì)產(chǎn)油量對比

5 經(jīng)濟(jì)評價(jià)

5.1 致密油經(jīng)濟(jì)評價(jià)方法

目前對于致密油藏的經(jīng)濟(jì)評價(jià)，主要采用折現(xiàn)現(xiàn)金流法（動(dòng)態(tài)評價(jià)）和投資效果系數(shù)法（靜態(tài)評價(jià)）兩種方法[18–23]，評價(jià)方法與標(biāo)準(zhǔn)如下。

5.1.1 折現(xiàn)現(xiàn)金流法

在考慮資金時(shí)間價(jià)值的條件下，根據(jù)投入產(chǎn)出平衡原理，利用經(jīng)典指標(biāo)凈現(xiàn)值和內(nèi)部收益率評價(jià)致密油開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益[24]，從而考察評價(jià)期內(nèi)項(xiàng)目的可行性。該方法具有經(jīng)濟(jì)意義直觀、明確的特征。

5.1.2 投資效果系數(shù)法

在不考慮資金時(shí)間價(jià)值的條件下，分析和計(jì)算項(xiàng)目在經(jīng)濟(jì)壽命期內(nèi)的投入產(chǎn)出狀況，考察項(xiàng)目的盈利能力。主要評價(jià)指標(biāo)包括投資回收期和投資收益率[25]。

5.1.3 經(jīng)濟(jì)可行性判斷標(biāo)準(zhǔn)

主要包括以下四個(gè)方面：①投入產(chǎn)出比大于1，表明已收回投資，反之則未收回投資；②投資回收期越短，表明投資回收越快，開發(fā)效果越佳；③累計(jì)產(chǎn)油量超過盈虧平衡產(chǎn)量，表明投資已收回，反之則未收回投資；④財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值大于 0，表明水平井開發(fā)有效益，反之則無效益。

5.2 盈利系數(shù)

目前通過致密油藏經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行開發(fā)效果評價(jià)大多針對投資采油井本井，而針對投資注水井及其所在井組經(jīng)濟(jì)效益的評價(jià)較少，為了制定更合適的致密油藏井組調(diào)整方案，本次采用盈利系數(shù)法（隸屬于投資效果系數(shù)法）進(jìn)行開發(fā)效果評價(jià)。

當(dāng)盈利系數(shù)大于 1.0時(shí)，完善井網(wǎng)所需成本小于盈利，即盈利系數(shù)越大利潤越大。其表達(dá)式為：

式中：P為原油目前單價(jià)，元/t；t為累計(jì)生產(chǎn)天數(shù)，d；c為完善井網(wǎng)所需成本，元；ΔQ為累計(jì)增油量，t；EC為盈利系數(shù)。

5.3 井網(wǎng)調(diào)整的經(jīng)濟(jì)評價(jià)分析

根據(jù)長慶油田補(bǔ)全井網(wǎng)鉆井成本計(jì)算盈利系數(shù)，其中，I型和T型驅(qū)替模式需要補(bǔ)全2口注水井，其余情況需補(bǔ)全1口注水井。在當(dāng)前油價(jià)3 000元/t，累計(jì)生產(chǎn)10年，每年生產(chǎn)300 d的條件下，由圖3可知，當(dāng)完善井網(wǎng)所需鉆井成本低于150萬元/口時(shí)，I型、T型、L型驅(qū)替模式的盈利系數(shù)均大于1.0，即完善井網(wǎng)盈利大于所需成本，可將井網(wǎng)調(diào)整為完善井網(wǎng)（O型）驅(qū)替；另外，無論油價(jià)高低，T型驅(qū)替模式都應(yīng)作為井網(wǎng)調(diào)整的重點(diǎn)，而C型和U型驅(qū)替模式則不應(yīng)通過補(bǔ)全井網(wǎng)來調(diào)整，而應(yīng)通過改善注采參數(shù)進(jìn)行開發(fā)調(diào)整。

圖3 不完善井網(wǎng)調(diào)整的經(jīng)濟(jì)評價(jià)圖版

6 結(jié)論

（1）對于完善井網(wǎng)，較大注采單元改良為小注采單元，可以增加裂縫水驅(qū)受效程度。

（2）對于不完善井網(wǎng)中的I型、T型、L型驅(qū)替模式，當(dāng)鉆井成本低于150萬元/口時(shí)，完善井網(wǎng)所獲盈利大于鉆井成本，應(yīng)作為井網(wǎng)調(diào)整的重點(diǎn)；對于C型、U型驅(qū)替模式，完善井網(wǎng)鉆井成本高于增產(chǎn)效益，建議以注采參數(shù)調(diào)整為主。