特低渗透油藏井网适应性评价

邵碧莹，刘 赛,2，张 文



特低渗透油藏井网适应性评价

邵碧莹1，刘 赛1,2，张 文1

（1. 东北石油大学 石油工程学院， 黑龙江 大庆 163318； 2. 新疆油田，新疆维吾尔族自治区 克拉玛依 834000）

针对特低渗透油藏储层物性差、难以建立有效的驱动压力体系问题，以X区块为例，无限大地层等产量汇源模型为基础，建立最小驱动压力梯度表达式，与启动压力相结合得出不同注采压差下技术极限注采井距；应用油藏工程方法中的油井渗流速度公式与产量公式，建立不同注采压差、不同井距对应储层渗透率下限表达式；此外，井距关系到经济效益的好坏，应用曲线交汇法计算井网密度，将开发投入将来值与总产出相比较，当总利润最大时计算得到经济最佳井网密度，当总利润为0时，对应经济极限井网密度。研究结果表明随注采压差增大，技术极限注采井距增大，渗透率下限随注采井距的增加而增大，X区块经济极限井距为154 m，经济合理井距为202 m。

技术极限井距；渗透率下限；经济极限井网密度；经济合理井网密度

井网部署贯穿油气田开发的始终，任何开发阶段均需要设计合理的井网形式，井网设计是制定开发方案技术政策界限的基础，开发效果好坏的关键[1]。针对特低渗透油田渗透率低、启动压力大、储层物性差的特征，一方面，合理的注采井距需要顾及到单井控制储量，这就需要较大井距开发，另一方面，采用较高井网密度时，由于克服启动压力梯度的影响，注入水难以波及到生产井排，难以建立有效的驱动压力体系，这就要求小井距开发，小井距势必会增加钻井数量，意味着经济成本的大幅度增加[2]。因此，合理的井网形式需要考虑到技术极限井距的要求，还要兼顾经济效益的影响。

通常对于形状较规则的面积注水井网（正方形、三角形），井网密度与井距存在特定换算关系，三角形井网、正方形井网（为井网密度、为井距），正方形井网的单井控制面积为2，三角形为1.7322，注采井数比（代表面积注水井网中的几点法）[3]。

1 技术井距研究

低渗透油藏储层物性差，注采井距过大时，注入水难以顺利波及到生产井，于是在注水井周围形成局部高压，地层能量显著上升，注水困难，过大的注水压力对设备管线的损害增大，同时，油井周围储层得不到外来能量的补充，开发效果逐渐变差。井距过小时，注入水很快达到生产井排，含水上升速度显著增加，因此注采井距存在一定界限值，即技术极限注采井距[4]。本文应用势的叠加原理与最小驱动压力梯度、启动压力梯度相结合得出不同注采压差下的技术极限井距。

1.1 技术极限注采井距（图1）

图1 无限大地层等产量汇源

主流线上的压力分布：

将（1）式两边分别对式两边分别对求导，可以得到主流线上压力梯度的分布：

假设点分别取在井壁和井壁上，对应的势为和：

根据势的叠加原理得出点处的势为：

因此

将式（2）和式（6）整理，得到主流线上任一点压力梯度为：

将式（7）等号两边对求导，可得：

当d(d/d)/d=0时，即=/2为注采井间主流线中点位置，对应驱动压力梯度最小，将=/2带入式（7）得到最小压力梯度表达式为：

特低渗透储层存在启动压力梯度，要使得注采井间原油得以动用，最小驱动压力梯度位置必须大于启动压力梯度[5]，因此

由式（10）可知，技术极限注采井距是注采压差及启动压力梯度的函数。以X区块为例，试验区启动压力梯度与渗透率关系为，研究区渗透率平均值为2.36×10-3μm2，计算得到启动压力梯度为0.02 MPa/m，代入式（13）中可求得不同注采压差对应技术极限井距（图2）。由计算结果可知，随注采压差增大，技术极限注采井距增大，目前X区块注采压差条件下实际井距小于技术极限井距214 m，能建立起有效的驱动压力体系。

图2 不同注采压差对应技术极限井距

1.2 注采井距与动用储层渗透率下限的关系

在无限大地层中，生产井以恒定产量生产时，在不考虑地层渗透率变化的情况下，油井的渗流速度为[6]：

式中：—渗流速度，m/s；

—油层有效渗透率，mD；

—原油粘度，mPa·S；

d/d—驱替压力梯度，MPa/m；

—驱替压力梯度，MPa/m。

在圆形封闭油藏中心有1口生产以恒定产量生产时，考虑启动压力梯度时，油井产量可表示为

式中：—油井产量，t/d；

—油层有效厚度，m；

H—为注水井井底流压，MPa；

W—为油井井底流压，MPa；

—为供油半径，m；

w—为井筒半径，0.lm。

将式（11）和式（12）联立求解可得：

在给定井距和注采压差下，通过式（15）计算的渗透率下限见图3。

图3 注采井距与渗透率下限之间的关系

由计算结果可知，渗透率下限随极限注采井距的增加而增大，目前研究区注采井距为200 m，对应渗透率下限为2.65×10-3μm2，略大于储层渗透率平均值2.36×10-3μm2，储层部分能被有效动用，对于渗透率较低地区需采取压裂措施。

2 经济合理井网密度研究

井网部署方案决定油田开发效果好坏及经济效益的高低，合理的布井方式，能够保证注采井网系统的完整性，达到井网对油藏的最佳控制程度。对于低渗透油藏，在油田开发的任何阶段，都必须计算合理的开发井网密度[7]。

本文主要应用将来值法（曲线交汇法）计算井网密度，基本思想是将开发投入将来值与总产出相比较，得出经济极限井网密度及经济合理井网密度的方法。开发投入将来值：建立不同时期开发投资的将来值、维修管理费用的将来值与含油面积、井网密度、单井总投资、单井维修管理费用之间的数学关系式，按一定贴现率折算到开发期末[8]；总产出：建立销售收入的将来值与地质储量、原油价格、驱油效率及井网密度的关系式，按一定贴现率折算到开发期末；总产出与开发投入将来值之差为净利润，当净利润为零时，即不获利，计算得出经济极限井网密度，净利润与井网密度关系的微分式为零时，即获得最大经济效益，对应经济合理井网密度

水驱达到极限含水率时，油田销售收入的将来值(1)为：

钻井成本的将来值(2)为：

达到极限采收率前修井、地面建设与管理费用折算值(3)为：

净利润的将来值()为：

当1-2-3=0时，计算得到经济极限井网密度lim。

将式（16）、（17）、（18）代入式（22），并令：

用曲线交会法，当3=4时，即可求出合理井网密度合理。

国内外低渗透油田开发资料表明，低渗透油田驱油效率一般在40%~60%之间[9]，X试验区驱油效率为53.89%，现阶段总井数41口，井网密度为33.88口/km2，预测最终采收率为24%，钻井成本400万元/口，修井、测试、压裂及管理费用成本30万元/a，目前税收条件下，原油贴现率5%[10]，根据以上油田实际生产数据计算不同油价下极限井网密度与合理井网密度，当=0时，即为极限井网密度min（图4），即曲线交点处，当时，S即为合理井网密度合理（图5）。

根据曲线交汇法内涵可知，当总利润最大时计算得到的为经济最佳井网密度，而当总利润为0时，对应经济极限井网密度，因此，对于特低渗透油藏井距最小不能低于极限井距，而为了经济效益最大化，应采用经济最佳井距附近值。X区块经济极限井距为154 m，经济合理井距为202 m。

图4 经济极限井网密度计算结果

图5 合理井网密度计算结果

3 结 论

（1）根据无限大地层中等产量汇源法与势的叠加原理得出技术极限注采井距为214 m ，X区块注采压差条件下实际井距200 m小于技术极限井距，能建立起有效的驱动压力体系。

（2）透率下限随极限注采井距的增加而增大，目前研究区注采井距为200 m，对应渗透率下限为2.65×10-3μm2，储层部分能被有效动用，对于渗透率较低地区需采取压裂措施。

（3）据曲线交汇法内涵可知，当总利润最大时计算得到的为经济最佳井网密度，而当总利润为0时，对应经济极限井网密度。X区块经济极限井距为154 m，经济合理井距为202 m。

［1］ 王冕冕. 低渗透油藏井网井距及有效动用方式研究[D]. 成都：西南石油大学，2011.

［2］ 钟萍萍，彭彩珍. 油藏井网密度计算方法综述[J]. 石油地质与工程，2009，2(23)：60-63.

［3］ 敖科. 低渗透油藏合理井网密度研究[D]. 成都：西南石油大学，2006.

［4］ 王敬瑶，马德胜，李军，等. 低渗透油藏超前注水开发井网适应性分析[J]. 西南石油大学学报（自然科学版），2011，2(33)：125-128.

［5］ 蒋明. 二连低渗透砂岩油藏井网适应性研究[J]. 特种油气藏，2000，1(7)：20-22.

［6］ 梅蓉，高春宁，雷启鸿，等. 华庆油田白１５３区低渗透长６油藏井网适应性研究[J]. 2013，2(35)：131-134.

［7］ 周书院，陈雷，解立春，袁海龙. 安塞油田长6油藏井网适应性研究[J]. 石油天然气学报，2008，01(22)：292-295.

［8］ 宋国亮，宋全宏，韩福成，魏明国. 宋芳屯油田芳17区块井网适应性评价[J]. 大庆石油学院学报，2009，02(19)：112-115.

［9］ 姬伟，卢渊，伊向艺，胡俊. 镇泾油田ST2井区长6_2油藏注采井网适应性研究[J]. 石油地质与工程，2009，05(12)：50-53.

［10］ 刘玉娟，谢丛姣，欧阳明华. 双河油田Ⅷ-Ⅸ油组井网适应性研究[J]. 断块油气田，2005，03(31)：44-46.

Adaptability Evaluation of Well Pattern in Ultra-Low Permeability Reservoir

SHAO Bi-ying1，LIU Sai1,2，ZHANG Wen1

（1. College of petroleum engineering in Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China；2. Xinjiang oil field, Xinjiang Uygur Autonomous Region Karamay 834000, China）

Aiming at the poor physical property of low permeability reservoir，it is difficult to establish an effective driving pressure system. Taking X block as an example, based on infinite formation yield model, the minimum driving pressure gradient expression was established. The technical limit injection production well spacing under different injection production pressure difference was obtained by combination of the starting pressure. Through application of the oil flow velocity formula and production formula in reservoir engineering methods, the lower limit expression of reservoir permeability under different injection production pressure difference and different well spacing was established. In addition, the well spacing is related to the economic benefits. The curve intersection method was used to calculate the density of well pattern; through comparison of the future value and total output, the optimum density of well pattern was obtained as well as the economic limit well spacing density. The results show that, with increasing of injection production pressure difference, the technical limit injection production well spacing increases. The lower limit of permeability increases with increasing of injection production well spacing. The economic limit well spacing of X block is 154 m, the reasonable well spacing is 202 m.

technical limit well spacing; permeability lower limit; economic limit well spacing density; economical reasonable well density

TE 357

A

1671-0460（2016）06-1233-04

东北石油大学研究生创新科研项目资助“特低渗透油藏精细注水方案研究”，项目号：YJSCX2015-013NEPU。

2016-04-19

邵碧莹（1992-），女，黑龙江省哈尔滨市人，硕士研究生，2014年毕业于东北石油大学测控技术与仪器专业，研究方向：从事油气田开发理论与技术研究。E-mail：2573610708@qq.com。