江 南，魯洪江，張 浩，黃召庭

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都 610059；2.中石油塔里木油田勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒 841000）

井網(wǎng)的方式及井距的大小直接影響油田采收率的高低、投資規(guī)模的大小和經(jīng)濟效益的好壞，因此論證井網(wǎng)井距是油田開發(fā)方案設(shè)計中一個極其重要的環(huán)節(jié)。如何用最少的井最大限度地提高采收率并獲得最佳的經(jīng)濟效益至關(guān)重要[1]。目前國內(nèi)外大都采用數(shù)值模擬的方法計算稠油油藏合理的布井方式及井距[2-3]。

本文通過采收率與井網(wǎng)密度的關(guān)系確定了合理的井網(wǎng)密度，通過計算得經(jīng)濟極限井距的范圍，然后通過數(shù)值模擬的方法較精確地計算了研究區(qū)合理的井網(wǎng)井距，為該油田的開發(fā)提供了科學(xué)的理論依據(jù)。

1 油藏基本地質(zhì)特征

區(qū)塊俯瞰呈三角形，兩邊為斷層邊界，一邊存在邊水，儲層向東南方向下傾，傾角5.8°，含油面積2.8 km2。層內(nèi)存在夾層，把油藏分為P1、P2 兩個主力油層。原油地質(zhì)儲量為943.983 8×104m3[4]。

儲層以巖屑、長石質(zhì)巖屑砂巖為主，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低。P1 層的孔隙度平均值27.23 %，滲透率平均值1 044.86×10-3mD；P2 層的孔隙度主平均值26.42 %，滲透率平均值647.8×10-3mD。兩個砂層都屬于中高孔，高滲儲層。溫度梯度為0.021 4～0.039 7 ℃/m，地層溫度48.9 ℃；壓力梯度為1.13 MPa/100m，地層壓力15.4 MPa，為正常溫壓系統(tǒng)。地層溫度下的含氣原油粘度156 mPa·s，地面脫氣原油粘度2 100 mPa·s，凝固點3.4～5.4 ℃，初餾點154～191 ℃。原油性質(zhì)（見表1）。

表1 地面脫氣原油性質(zhì)Table1 the ground degassed crude properties

2 合理井網(wǎng)井距的選擇

2.1 井網(wǎng)密度的論證

該油藏即將進行全面開發(fā)階段。為了使油田開發(fā)有較高的經(jīng)濟效益，必須選擇合理井網(wǎng)密度。合理井網(wǎng)密度是在現(xiàn)有開發(fā)條件下，達到儲量損失最小，開發(fā)速度較高，穩(wěn)產(chǎn)期較長和經(jīng)濟上允許的最高采收率時的井網(wǎng)密度。其“合理”是相對某一特定條件而言，當(dāng)其條件改變時，有可能失去原有的平衡而成為“不合理”。因此，在不同條件、不同時期，合理井網(wǎng)密度有不同的數(shù)值[5]。

2.1.1 采收率與井網(wǎng)密度的關(guān)系 1982 年前蘇聯(lián)全蘇石油研究院根據(jù)烏拉爾地區(qū)130 個油田的實際資料，將流動系數(shù)（kh/μ）劃分為5 個區(qū)間，分別回歸出5個類別油藏原油最終采收率與井網(wǎng)密度的關(guān)系式。A區(qū)塊油藏用面積加權(quán)方法，求出平均有效滲透率為966.3 mD。原油地層條件下粘度為156 mPa·s。根據(jù)流度的定義計算該油藏的流度為8.19 mD/mPa·s。按照北京勘探開發(fā)研究院根據(jù)流動系數(shù)將油田劃分的五種油藏類別，Ⅴ類油田流度標(biāo)準(zhǔn)為：5～30 mD/mPa·s，該油藏應(yīng)該屬于Ⅴ類油藏。該類油藏井網(wǎng)密度與采收率關(guān)系表達式[6]：

式中：ER-原油最終采收率，小數(shù)；S-井網(wǎng)密度，平方千米/井。

根據(jù)統(tǒng)計全國類似的6 個稠油油藏的標(biāo)定采收率（見表2），計算出稠油的水驅(qū)采收率為26.40 %，將所得結(jié)果帶入上式中，由此得到井網(wǎng)密度為9.32 口/平方千米，由于全區(qū)含油面積2.8 km2，計算得區(qū)塊共布油井26 口。

表2 我國部分稠油油藏注水開發(fā)指標(biāo)[7]Table2 Some indexes of China＇s water flooding development heavy oil reservoir

2.1.2 經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度 選擇計算參數(shù)如下：單井鉆井投資ID=360～420 萬元，單井地面建設(shè)投資IB=90～100 萬元，投資貸款利率R=0.1，油田開發(fā)評價年限T=30 年，油井系數(shù)β=1.333，采油時率τo=0.85，原油商品率do=0.97，原油銷售價格Po=1 500～3 600 元/噸，生產(chǎn)每噸原油成本O=300～800 元，油田綜合遞減率Dc=0.05，油田開發(fā)評價年限內(nèi)的采出程度Wi=0.7，原油采收率ER=0.3，動用含油面積A0=2.8 km2，動用地質(zhì)儲量N=943.98×104t[8]。

現(xiàn)根據(jù)計算式，對以上幾項開發(fā)指標(biāo)經(jīng)濟極限計算（見表3）。從表中看出，區(qū)塊油藏開發(fā)條件很好，在高投資（單井鉆井成本420 萬元，單井建設(shè)投資100 萬元）、高費用（原油成本1 100 元/噸）和低油價（1 500 元/噸）的條件下，開發(fā)程度較低，要求經(jīng)濟極限的井網(wǎng)密度為11.579 口/平方千米，井距經(jīng)濟極限為293.87 m，控制程度太低，無法進行有效地注水開發(fā)。僅僅降低投資費用而不提高原油銷售價格，或者僅僅提高原油銷售價格而不降低投資費用，情況雖有所改善，但油藏開發(fā)效果和投資經(jīng)濟效益仍然很差。只能既降低鉆井、建設(shè)投資和原油成本，又提高原油銷售價格，才能使該油田有效地投入注水開發(fā)，取得較好的開發(fā)效果，獲得較好的經(jīng)濟效益。通過經(jīng)濟極限開發(fā)指標(biāo)確認井距范圍在140～240 m，能取得較好的經(jīng)濟效果。

表3 經(jīng)濟極限開發(fā)指標(biāo)計算表Table3 the economic limit calculation of development index table

2.2 合理井距的優(yōu)化

根據(jù)2.1.2 節(jié)計算出的井距經(jīng)濟極限為293 m，這種方案對油藏的控制程度太低，無法進行有效地注水開發(fā)。參考同類稠油油藏，可知開發(fā)井距在140～220 m。本文在正五點井網(wǎng)注采比為1 的基礎(chǔ)上分別以井距為140 m、180 m、200 m 和220 m 作為研究對象，通過數(shù)值模擬計算了四種井距情況下的采收率（見圖1、表4）。從表4 可以得出，正五點法時最優(yōu)井距為220 m，此時水驅(qū)采收率為29.56 %。

圖1 不同井距下采出程度變化曲線Fig.1 the recovery extent curve under different well spacing

表4 不同井距對采收率的影響Table4 different well spacing effects on recovery rate

2.3 合理井網(wǎng)的論證

一個油藏需要一定數(shù)量的油井進行開發(fā)才能帶來經(jīng)濟效益。若干油井在油藏上的排列或者分布即形成了開發(fā)井網(wǎng)?；谥暗挠嬎悖诰W(wǎng)密度為9.46 口/平方千米，注采比為1 的基礎(chǔ)上對區(qū)塊進行：（1）正四點法；（2）正五點法；（3）正七點法；（4）正九點法；（5）反4點法；（6）反5 點法六種井網(wǎng)方式的數(shù)值模擬，其結(jié)果（見表4）。六種井網(wǎng)下的采收率對比圖（見圖2）。

表5 不同井網(wǎng)對采收率的影響Table5 effect of different well pattern of recovery rate

圖2 各種布井方式下采出程度變化圖Fig.2 the recovery extent curve under different well patte

從表5 及圖2 中可得知，對于同一油藏，不同的開發(fā)井網(wǎng)對應(yīng)的采收率差別很大。當(dāng)注采比為1，布井方式為正5 點法時，水驅(qū)采收率最高為26.38 %。

3 結(jié)論

（1）通過井網(wǎng)密度與采收率的關(guān)系表達式計算得到該油藏井網(wǎng)密度為9.32 口/平方千米，區(qū)塊共布油井26 口。

（2）通過經(jīng)濟極限開發(fā)指標(biāo)計算確認井距范圍在140～240 m 內(nèi)能取得較好的經(jīng)濟效果。

（3）運用數(shù)值模擬的方法模擬六種井網(wǎng)，四種井距模式下的開發(fā)效果，對比各方案可知在五點法井網(wǎng)，220 m 井距的情況下開發(fā)效果最好，水驅(qū)采收率可達到29.56 %。

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