王春香

（中國石油遼河油田公司沈陽采油廠，遼寧新民 110316）

沈257塊低滲砂巖油藏合理井網(wǎng)密度研究

王春香

（中國石油遼河油田公司沈陽采油廠，遼寧新民 110316）

選擇合理井網(wǎng)密度是油田開發(fā)設(shè)計(jì)的核心內(nèi)容，其大小直接影響采收率的高低和經(jīng)濟(jì)效益的好壞。文中以沈257塊低滲砂巖油藏為對(duì)象，利用地震儲(chǔ)層反演預(yù)測(cè)技術(shù)，控制砂體的分布，在綜合地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，分析開發(fā)中存在的主要矛盾及潛力，從微觀、宏觀、經(jīng)濟(jì)效益及實(shí)際開發(fā)效果四個(gè)方面對(duì)井網(wǎng)密度進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)，確定適合本區(qū)的技術(shù)上可行、經(jīng)濟(jì)上最優(yōu)的井網(wǎng)密度，在區(qū)塊邊部有利地區(qū)部署井位，實(shí)現(xiàn)低滲透砂巖油藏有效開發(fā)。

沈257塊；低滲透油藏；井網(wǎng)密度；技術(shù)極限；經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

1 概況

沈257塊位于遼河盆地大民屯凹陷前進(jìn)斷裂背斜構(gòu)造帶北段，含油氣層位為沙三段、沙四段及元古界，本次以沙四段為研究目的層［1］。巖性主要以細(xì)砂巖為主，平面上儲(chǔ)層發(fā)育比較穩(wěn)定，連通性好；縱向上，由上往下巖性逐漸變粗，儲(chǔ)層物性逐漸變差。儲(chǔ)層孔隙度17.1%，滲透率1.89×10-3μm2。孔隙類型主要為粒間孔隙，屬中孔特低滲儲(chǔ)層。

通過開展測(cè)井約束的地震儲(chǔ)層反演及預(yù)測(cè)，認(rèn)為整個(gè)區(qū)域主要有兩個(gè)北西方向物源，沉積了兩套砂體，砂體規(guī)模較小，為近源快速堆積。沈257井區(qū)及其東南方向?yàn)榻端律鹊纳戎衼喯?，平面上砂體延伸較遠(yuǎn)，到沈288井區(qū)砂體逐漸減薄，過度為近岸水下扇的扇緣亞相；縱向上沙四下頂部砂體厚度大，連通性好，是主要的有利目標(biāo)區(qū)。

沈257塊沙四段油藏于2003年投入開發(fā)，初期依靠天然能量開采，受儲(chǔ)層物性等因素影響，需要壓裂改造才能獲得較高產(chǎn)能，而且產(chǎn)量下降快，開發(fā)效果差。2007年開始注水工作，先后轉(zhuǎn)注8口井，區(qū)塊見到明顯效果。主要注水見效方向與人工裂縫方向、沉積時(shí)流線方向一致。

2 合理井網(wǎng)密度研究

油田的開發(fā)井網(wǎng)，主要受油層物性、原油性質(zhì)、采油工藝和國家對(duì)采油速度的要求等因素所控制，合理的井網(wǎng)部署對(duì)提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度和采收率非常重要。

2.1 井網(wǎng)的選擇

沉積時(shí)物源方向?yàn)楸蔽飨?，該方向滲透率最高，注入水容易先沿該方向流動(dòng)。人工裂縫方向?yàn)楸睎|向，注入水容易先沿該方向流動(dòng)。為盡量延長(zhǎng)油井見水時(shí)間，正方形井網(wǎng)為最佳選擇，對(duì)角線方向?yàn)楸睎|和北西向。該井網(wǎng)能延長(zhǎng)油井見水時(shí)間，后期注采系統(tǒng)調(diào)整比較靈活，初期采用九點(diǎn)法注水，后期可調(diào)整為五點(diǎn)法，增加水驅(qū)控制程度（圖1）［2-3］。

2.2 井網(wǎng)密度的確定

2.2.1 謝爾卡喬夫公式

蘇聯(lián)學(xué)者謝爾卡喬夫經(jīng)過研究，提出了在水驅(qū)開發(fā)條件下井網(wǎng)密度與油田采收率的關(guān)系式：

式中：ER——井網(wǎng)密度為S時(shí)的油田采收率；Ed——驅(qū)油效率；S——井網(wǎng)密度，口／km2；a——取決于儲(chǔ)層及流體特征的系數(shù)。

沈257塊的流度為3.78，為類別Ⅴ，根據(jù)我國144個(gè)油田或開發(fā)單元的實(shí)際資料，按不同流度分為區(qū)間回歸出最終采收率與井網(wǎng)密度的關(guān)系式：

按照可采儲(chǔ)量標(biāo)定的采收率20%計(jì)算，按該類別回歸公式計(jì)算合理井網(wǎng)密度S＝18.18井／km2（九點(diǎn)井網(wǎng)），折算井距為235 m。

2.2.2 技術(shù)極限井網(wǎng)密度的確定

（1）微觀法：低滲透油藏滲流的基本特點(diǎn)是存在著啟動(dòng)壓力梯度，只有在驅(qū)動(dòng)壓力梯度超過啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，才能發(fā)生液體的滲流［4］。

圖1 沈257塊井網(wǎng)的選擇

從微觀角度的注采單元著手，即以建立有效驅(qū)替壓力梯度為目標(biāo)，依據(jù)注采單元實(shí)際上能形成擬線性滲流的有效控制距離來計(jì)算低滲透油藏的技術(shù)極限井網(wǎng)密度。用擬線性流態(tài)處理，找出注采井井距與啟動(dòng)壓力梯度之間的關(guān)系，關(guān)系式為：

式中：rw——井半徑，m；d——兩井間距，m；Pw——生產(chǎn)井的井底壓力，MPa；PH——注入井的井底壓力，MPa。

該公式反映的是在注采壓差一定的條件下注采井間驅(qū)動(dòng)壓力梯度最小值剛好等于啟動(dòng)壓力梯度時(shí)的井距大小，該井距為極限注采井距。公式中最關(guān)鍵是啟動(dòng)壓力梯度的確定。低滲透儲(chǔ)層的注水見效時(shí)間與啟動(dòng)壓力梯度有關(guān)，根據(jù)注水見效時(shí)間可以計(jì)算得到啟動(dòng)壓力梯度，公式為：

式中：λ——平均啟動(dòng)壓力梯度，MPa／m；k——滲透率，10-3μm2；t——注水見效時(shí)間，h；φ——孔隙度，小數(shù)；Ct——總壓縮系數(shù)，MPa-1；μo——原油粘度，mPa·s；pe——地層壓力，MPa；pw——生產(chǎn)井底壓力，MPa；Jos——米采油指數(shù)，m3／（d·MPa·m）。

沈257塊自2007年注水以來，取得良好的注水效果，可采用上式計(jì)算啟動(dòng)壓力梯度平均為0.03 MPa／m，得到技術(shù)極限井距為218 m。

（2）宏觀法?？紤]注采井?dāng)?shù)比β的情況下，改進(jìn)謝爾卡喬夫公式，即宏觀井網(wǎng)密度公式為：

式中：c——井網(wǎng)指數(shù)，f；β——注采井比，f。

沈257塊達(dá)到20%采收率，技術(shù)極限井網(wǎng)密度為22.1井／km2，折算井距212 m。

2.2.3 經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度的確定

低滲透油藏由于地質(zhì)條件比較特殊，井網(wǎng)密度越大，開發(fā)效果越好，但實(shí)際開發(fā)中，還要考慮經(jīng)濟(jì)因素，需要進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)。

本文采用將來值法對(duì)井網(wǎng)密度進(jìn)行評(píng)價(jià)，其原理是把油田開發(fā)的各階段總投入（包括鉆井、采油和地面建設(shè)等投資）和總產(chǎn)出（即累計(jì)產(chǎn)油量或最終采收率）分別轉(zhuǎn)化為井網(wǎng)密度的函數(shù)，折算到將來某時(shí)刻點(diǎn)，形成總利潤(rùn)與井網(wǎng)密度的關(guān)系式，進(jìn)而求得經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度和經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度。

根據(jù)謝爾卡喬夫公式可以得到油田開發(fā)的最終采出原油量，油田開發(fā)極限內(nèi)原油銷售收入的將來值為：

開發(fā)期限內(nèi)維修管理費(fèi)用的將來值為：

式中：N——地質(zhì)儲(chǔ)量，t；A——含油百積，km2；i——貼現(xiàn)率，f；ID——平均單井鉆井投資（包括射孔、壓裂等），104元／井；IB——平均單井地面投資（包括系統(tǒng)工程等分?jǐn)偼顿Y），104元／井；Po——原油售價(jià)，元／t；O——原油成本，元／t；T——開發(fā)評(píng)價(jià)年限，a（一般取15～20 a）。

則凈收入的將來值V為：

當(dāng)y1＝y(tǒng)2時(shí)，建立y1與S和y2與S的關(guān)系曲線，用交匯法確定不同油價(jià)下的經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度Slim，如圖2所示。

當(dāng)油價(jià)為3800元／t時(shí)，經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為115井／km2，極限井距為93 m。

當(dāng)V＝0時(shí)，S即為極限井網(wǎng)密度Slim，則令：

當(dāng)dV／dS＝0時(shí)，此時(shí)S即為合理井網(wǎng)密度S合理，即dV1／dS＝d（V2＋V3）／dS。

圖2 交匯法求極限井網(wǎng)密度

當(dāng)y3＝y(tǒng)4時(shí)，建立y3與S和y4與S的關(guān)系曲線，用交匯法確定不同油價(jià)下的經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度S合理，如圖3所示。

當(dāng)油價(jià)為3800元／t時(shí)，經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度為30井／km2，合理井距為183 m。

2.2.4 實(shí)際開發(fā)效果評(píng)價(jià)

沈257-16-024和沈257-16-022相距190 m，縱向生產(chǎn)層位相同，沈257-16-022投產(chǎn)后，沈257-16-024產(chǎn)量小幅下降，存在井間干擾。因此合理井距應(yīng)該大于190 m。

注水井與油井最大見效距離是258 m，折算成正方形井網(wǎng)井距為182 m。即井距應(yīng)該＞182 m。當(dāng)注水井與油井距離320m時(shí)，油井不見效，折算成正方形井距﹤226 m。因此從注水見效距離分析，合理井距d大于182 m且小于226 m。

圖3 交匯法求合理井網(wǎng)密度

3 部署結(jié)果及效果

開發(fā)井網(wǎng)的井距除要滿足采油速度的要求和追求盡可能高的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)外，還應(yīng)考慮延長(zhǎng)無水采油期和低含水采油期的需要。綜合以上分析，結(jié)合原開發(fā)井網(wǎng)，確定該塊采用210m井距正方形井網(wǎng)開發(fā)沈257沙四砂巖油藏邊部，共部署油井15口，水井5口。

2009年擴(kuò)邊部署新井完鉆6口，全部投產(chǎn)，其中兩口井轉(zhuǎn)注，累計(jì)產(chǎn)油達(dá)到6 445 t，實(shí)現(xiàn)邊部?jī)?chǔ)量有效動(dòng)用。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）合理井網(wǎng)密度是低滲砂巖實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)的關(guān)鍵，本文從微觀、宏觀、經(jīng)濟(jì)效益以及油藏開發(fā)動(dòng)態(tài)四個(gè)方面對(duì)低滲透油藏的井網(wǎng)密度進(jìn)行了綜合評(píng)價(jià)，建立一套以實(shí)際開發(fā)效果作驗(yàn)證的技術(shù)上可行、經(jīng)濟(jì)上最優(yōu)的低滲透油藏合理的井網(wǎng)密度評(píng)價(jià)方法。

（2）本次計(jì)算的技術(shù)井網(wǎng)密度均大于經(jīng)濟(jì)最佳和經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度。結(jié)合原開發(fā)井網(wǎng)，采用210m井距正方形井網(wǎng)對(duì)沈257塊砂巖邊部進(jìn)行整體開發(fā)，提高區(qū)塊儲(chǔ)量動(dòng)用程度，實(shí)現(xiàn)油藏有效開發(fā)。

（3）注采同步是低滲砂巖實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)的主要手段，且區(qū)塊注水開發(fā)見到明顯效果，下步建議及時(shí)進(jìn)行注水開發(fā)，補(bǔ)充地層能量。

［1］ 張麗云.大民屯凹陷沈257塊ES4沉積特征研究［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2010，（13）：116-118.

［2］ 韓俊麗.改善歡2塊低滲透油藏開發(fā)效果技術(shù)研究［J］.石油地質(zhì)與工程，2008，22（6）：46-48.

［3］ 袁春華，張椿華，等.B16油藏合理井網(wǎng)密度研究［J］.斷塊油氣田，2010，17（1）：79-81.

［4］ 何賢科.確定低滲透儲(chǔ)層啟動(dòng)壓力梯度的新方法［J］.石油地質(zhì)與工程，2007，21（5）：80-84.

TE313

A

1673-8217（2011）增-0011-03

2011-04-16

王春香，助理工程師，1983年生，2008年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，現(xiàn)從事靜態(tài)地質(zhì)研究工作。

彭 剛