全宏

低滲透油田加密調(diào)整注采井距適配新方法*

焦紅巖1；2董明哲1肖淑明2全宏2

1中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院；2中國石化勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠

史深100沙三中低滲透油田反九點注采井網(wǎng)在加密調(diào)整過程中，開展了技術(shù)極限井距、經(jīng)濟(jì)極限以及經(jīng)濟(jì)合理井距研究。針對低滲透油田儲層厚度變化大、儲量豐度不均勻、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)的特點，建立了考慮油層厚度、有效滲透率等因素下的注采井距優(yōu)化圖版；針對現(xiàn)注采井網(wǎng)井距不規(guī)則性，提出了新鉆井點位置、壓裂改造半縫長的確定方法，保障了井網(wǎng)加密調(diào)整的經(jīng)濟(jì)技術(shù)可行性，形成了低滲透油田井網(wǎng)加密調(diào)整過程中注采井距適配技術(shù)模式。

低滲透油田；反九點注采井網(wǎng)；加密調(diào)整；井距

史深100沙三中油藏為東營三角洲前緣滑塌濁積砂巖，儲層連片發(fā)育，但厚度變化快，厚度在1.2～15.1m，儲層平面非均質(zhì)性強(qiáng)，滲透率級差高達(dá)30.2倍，平均滲透率為13.3×10-3μm2，具有孔隙、裂縫雙重介質(zhì)特征[1-2]。史深100沙三中低滲透油田反九點注采井網(wǎng)在加密調(diào)整過程中，開展了技術(shù)極限井距、經(jīng)濟(jì)極限以及經(jīng)濟(jì)合理井距研究。針對低滲透油田儲層厚度變化大、儲量豐度不均勻、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)的特點，建立了考慮油層厚度、有效滲透率等因素下的注采井距優(yōu)化圖版；針對現(xiàn)注采井網(wǎng)井距不規(guī)則性，提出了新鉆井點位置、壓裂改造半縫長的確定方法，保障了井網(wǎng)加密調(diào)整的經(jīng)濟(jì)技術(shù)可行性，形成了低滲透油田井網(wǎng)加密調(diào)整過程中注采井距適配技術(shù)模式。

1 井距關(guān)系圖版建立

1.1不同油層厚度下的經(jīng)濟(jì)極限井距計算

經(jīng)濟(jì)極限井距是指經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度下對應(yīng)的井距，經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為單位面積總井對應(yīng)可采儲量的價值等于總井基本建設(shè)總投資和開發(fā)期內(nèi)操作費用的總和，即井?dāng)?shù)再增加將出現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益虧損。

經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度與儲量豐度關(guān)系式[3]為

式中Slim為經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度（口/km2）；ER為采收率（%）；Ro為采出程度（%）；Rinj為注采井?dāng)?shù)比；Co為油價(元/t)；Cc為操作費用（元/t）；Ctax為稅收及管理費（元/t）；Rsp為原油商品率；ID為鉆井投資（元）；RDM為地面建設(shè)投資與鉆井投資之比；Cwo為油水井作業(yè)費用（元/年）；t為預(yù)測生產(chǎn)時間（年）；D為儲量豐度（104t/km2）。

在均勻井網(wǎng)條件下，井距與井網(wǎng)密度關(guān)系為

式中S為井網(wǎng)密度（口/km2）；d為井距（m）。

1.2 不同油層厚度下的經(jīng)濟(jì)合理井距計算

經(jīng)濟(jì)合理井距是指經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度下的井距，經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度為單位面積加密到最后一口井時的井網(wǎng)密度，在該井網(wǎng)密度條件下，最后一口加密井新增可采儲量的價值等于這口井基本建設(shè)總投資和投資回收期內(nèi)操作費用的總和[4]。

通過迭代求解，就可以得到不同儲量豐度下的經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度，根據(jù)式（2）可以得到經(jīng)濟(jì)合理井距，根據(jù)儲量豐度與油層厚度關(guān)系可以得到不同油層厚度下的經(jīng)濟(jì)合理井距。

1.3 不同有效滲透率下技術(shù)極限井距計算

技術(shù)極限井距是指能夠建立有效驅(qū)替的最大井距，超過該井距后，水驅(qū)無法見效。根據(jù)勝利油田經(jīng)驗公式，技術(shù)極限井距與有效滲透率關(guān)系如下

式中dlim為技術(shù)極限井距（m）；Pe為供給壓力（MPa）；Pw為井底流壓（MPa）；Ko為有效滲透率（mD）；μo為地下原油黏度（mPa·s）。

1.4 不同油層厚度、有效滲透率下井距關(guān)系圖版

利用上述三種井距計算公式，可得到圖1所示的史深100不同油層厚度、不同滲透率條件下的注采井距關(guān)系圖版。

圖1 不同油層厚度、有效滲透率條件下注采井距

通過該圖版可以看出，在滿足技術(shù)極限井距前提下，在厚度大、豐度高、物性好的區(qū)域注采井距應(yīng)盡量滿足經(jīng)濟(jì)合理井距，豐度低、厚度薄、物性差的區(qū)域注采井距必須滿足技術(shù)極限井距，應(yīng)用該圖版指導(dǎo)了史深100不同區(qū)域的矢量加密調(diào)整。

2 矢量化加密調(diào)整方式優(yōu)化

由于原反九點面積注采井網(wǎng)井距不規(guī)則，對加密井點帶來不確定性。根據(jù)儲量豐度與儲層物性的差異，確定技術(shù)極限井距、經(jīng)濟(jì)極限井距以及經(jīng)濟(jì)合理井距，并根據(jù)三者之間的關(guān)系制定不同對策。

（1）原井距小于等于技術(shù)井距時，保持原井網(wǎng)不變。

（2）原井距大于技術(shù)井距且加密后井距也大于經(jīng)濟(jì)極限井距時，采取鉆新井矢量加密，圖2為反九點注采井網(wǎng)加密前后及新鉆井點示意圖。協(xié)同考慮沉積微相的展布，新鉆井點位置為

式中d1為新鉆井點距老油井井排的距離（m）；d2為新鉆井點距老水井井排的距離（m）；k1?h1、k2?h2為考慮主沉積微相方向上井點的地層系數(shù)（mD·m）。

圖2 反九點注采井網(wǎng)加密前后及新鉆井點示意圖

（3）原井距大于技術(shù)井距而加密井距小于經(jīng)濟(jì)井距，優(yōu)化老井壓裂半縫長，采取矢量壓裂，圖3為矢量壓裂裂縫長度確定示意圖。壓裂半縫長（或徑向鉆井）的計算公式為

式中L為壓裂半縫長（m）；d1為實際注采井距（m）；d2為技術(shù)極限井距（m）；θ為注采井連線與地應(yīng)力方位角（°）。

圖3 矢量壓裂裂縫長度確定示意圖

3 應(yīng)用效果分析

在史深100沙三中油田實施加密調(diào)整新鉆油井41口，平均初期單井日油能力5.8t，綜合含水38.6%，平均動液面1095m；新鉆水井13口，平均初增日注能力27m3，實施老井壓裂19口，平均初增日油能力53.1t，徑向鉆井實施6井次，采收率提高到了27.6%，提高了8.1個百分點，取得了較好的開發(fā)效果。

4 結(jié)語

（1）由于低滲透油田油層厚度變化大，儲量豐度、非均質(zhì)性等存在差異，現(xiàn)井網(wǎng)井距不規(guī)則，加密調(diào)整過程中注采井距的適配需要考慮技術(shù)極限井距、經(jīng)濟(jì)極限以及經(jīng)濟(jì)合理井距。

（2）低滲透油藏儲層厚度大、儲量豐度高、物性好的區(qū)域注采井距盡量滿足經(jīng)濟(jì)合理井距，反之注采井距必須滿足技術(shù)極限井距。

（3）為提高低滲透油藏加密調(diào)整的開發(fā)效益，以儲層厚度、儲量豐度、儲層物性為基礎(chǔ)，在確定技術(shù)極限、經(jīng)濟(jì)極限以及經(jīng)濟(jì)合理注采井距后，可采取不同的措施對策確保開發(fā)調(diào)整效果。

[1]王端平，時佃海，李相遠(yuǎn)．等，低滲透砂巖油藏開發(fā)主要矛盾機(jī)理及合理井距分析[J]．石油勘探與開發(fā)，2003，30（1）：87-89.

[2]李道品．低滲透砂巖油田開發(fā)[M]．北京：石油工業(yè)出版社，1997.

[3]朱文娟，喻高明，嚴(yán)維峰，等．油田經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度的確定[J]．?dāng)鄩K油氣田，2008，15（4）：66-67.

[4]才汝成，李陽，孫煥泉．油氣藏工程方法與應(yīng)用[M]．北京：石油大學(xué)出版社，2005.

（欄目主持 李艷秋）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.10.009

基金論文：國家科技重大專項“勝利油田薄互層低滲透油田開發(fā)示范工程”（2011ZX05051）。