邵碧瑩，劉 賽,2，張 文

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特低滲透油藏井網(wǎng)適應性評價

邵碧瑩1，劉 賽1,2，張 文1

（1. 東北石油大學 石油工程學院， 黑龍江 大慶 163318； 2. 新疆油田，新疆維吾爾族自治區(qū) 克拉瑪依 834000）

針對特低滲透油藏儲層物性差、難以建立有效的驅動壓力體系問題，以X區(qū)塊為例，無限大地層等產(chǎn)量匯源模型為基礎，建立最小驅動壓力梯度表達式，與啟動壓力相結合得出不同注采壓差下技術極限注采井距；應用油藏工程方法中的油井滲流速度公式與產(chǎn)量公式，建立不同注采壓差、不同井距對應儲層滲透率下限表達式；此外，井距關系到經(jīng)濟效益的好壞，應用曲線交匯法計算井網(wǎng)密度，將開發(fā)投入將來值與總產(chǎn)出相比較，當總利潤最大時計算得到經(jīng)濟最佳井網(wǎng)密度，當總利潤為0時，對應經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度。研究結果表明隨注采壓差增大，技術極限注采井距增大，滲透率下限隨注采井距的增加而增大，X區(qū)塊經(jīng)濟極限井距為154 m，經(jīng)濟合理井距為202 m。

技術極限井距；滲透率下限；經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度；經(jīng)濟合理井網(wǎng)密度

井網(wǎng)部署貫穿油氣田開發(fā)的始終，任何開發(fā)階段均需要設計合理的井網(wǎng)形式，井網(wǎng)設計是制定開發(fā)方案技術政策界限的基礎，開發(fā)效果好壞的關鍵[1]。針對特低滲透油田滲透率低、啟動壓力大、儲層物性差的特征，一方面，合理的注采井距需要顧及到單井控制儲量，這就需要較大井距開發(fā)，另一方面，采用較高井網(wǎng)密度時，由于克服啟動壓力梯度的影響，注入水難以波及到生產(chǎn)井排，難以建立有效的驅動壓力體系，這就要求小井距開發(fā)，小井距勢必會增加鉆井數(shù)量，意味著經(jīng)濟成本的大幅度增加[2]。因此，合理的井網(wǎng)形式需要考慮到技術極限井距的要求，還要兼顧經(jīng)濟效益的影響。

通常對于形狀較規(guī)則的面積注水井網(wǎng)（正方形、三角形），井網(wǎng)密度與井距存在特定換算關系，三角形井網(wǎng)、正方形井網(wǎng)（為井網(wǎng)密度、為井距），正方形井網(wǎng)的單井控制面積為2，三角形為1.7322，注采井數(shù)比（代表面積注水井網(wǎng)中的幾點法）[3]。

1 技術井距研究

低滲透油藏儲層物性差，注采井距過大時，注入水難以順利波及到生產(chǎn)井，于是在注水井周圍形成局部高壓，地層能量顯著上升，注水困難，過大的注水壓力對設備管線的損害增大，同時，油井周圍儲層得不到外來能量的補充，開發(fā)效果逐漸變差。井距過小時，注入水很快達到生產(chǎn)井排，含水上升速度顯著增加，因此注采井距存在一定界限值，即技術極限注采井距[4]。本文應用勢的疊加原理與最小驅動壓力梯度、啟動壓力梯度相結合得出不同注采壓差下的技術極限井距。

1.1 技術極限注采井距（圖1）

圖1 無限大地層等產(chǎn)量匯源

主流線上的壓力分布：

將（1）式兩邊分別對式兩邊分別對求導，可以得到主流線上壓力梯度的分布：

假設點分別取在井壁和井壁上，對應的勢為和：

根據(jù)勢的疊加原理得出點處的勢為：

因此

將式（2）和式（6）整理，得到主流線上任一點壓力梯度為：

將式（7）等號兩邊對求導，可得：

當d(d/d)/d=0時，即=/2為注采井間主流線中點位置，對應驅動壓力梯度最小，將=/2帶入式（7）得到最小壓力梯度表達式為：

特低滲透儲層存在啟動壓力梯度，要使得注采井間原油得以動用，最小驅動壓力梯度位置必須大于啟動壓力梯度[5]，因此

由式（10）可知，技術極限注采井距是注采壓差及啟動壓力梯度的函數(shù)。以X區(qū)塊為例，試驗區(qū)啟動壓力梯度與滲透率關系為，研究區(qū)滲透率平均值為2.36×10-3μm2，計算得到啟動壓力梯度為0.02 MPa/m，代入式（13）中可求得不同注采壓差對應技術極限井距（圖2）。由計算結果可知，隨注采壓差增大，技術極限注采井距增大，目前X區(qū)塊注采壓差條件下實際井距小于技術極限井距214 m，能建立起有效的驅動壓力體系。

圖2 不同注采壓差對應技術極限井距

1.2 注采井距與動用儲層滲透率下限的關系

在無限大地層中，生產(chǎn)井以恒定產(chǎn)量生產(chǎn)時，在不考慮地層滲透率變化的情況下，油井的滲流速度為[6]：

式中：—滲流速度，m/s；

—油層有效滲透率，mD；

—原油粘度，mPa·S；

d/d—驅替壓力梯度，MPa/m；

—驅替壓力梯度，MPa/m。

在圓形封閉油藏中心有1口生產(chǎn)以恒定產(chǎn)量生產(chǎn)時，考慮啟動壓力梯度時，油井產(chǎn)量可表示為

式中：—油井產(chǎn)量，t/d；

—油層有效厚度，m；

H—為注水井井底流壓，MPa；

W—為油井井底流壓，MPa；

—為供油半徑，m；

w—為井筒半徑，0.lm。

將式（11）和式（12）聯(lián)立求解可得：

在給定井距和注采壓差下，通過式（15）計算的滲透率下限見圖3。

圖3 注采井距與滲透率下限之間的關系

由計算結果可知，滲透率下限隨極限注采井距的增加而增大，目前研究區(qū)注采井距為200 m，對應滲透率下限為2.65×10-3μm2，略大于儲層滲透率平均值2.36×10-3μm2，儲層部分能被有效動用，對于滲透率較低地區(qū)需采取壓裂措施。

2 經(jīng)濟合理井網(wǎng)密度研究

井網(wǎng)部署方案決定油田開發(fā)效果好壞及經(jīng)濟效益的高低，合理的布井方式，能夠保證注采井網(wǎng)系統(tǒng)的完整性，達到井網(wǎng)對油藏的最佳控制程度。對于低滲透油藏，在油田開發(fā)的任何階段，都必須計算合理的開發(fā)井網(wǎng)密度[7]。

本文主要應用將來值法（曲線交匯法）計算井網(wǎng)密度，基本思想是將開發(fā)投入將來值與總產(chǎn)出相比較，得出經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度及經(jīng)濟合理井網(wǎng)密度的方法。開發(fā)投入將來值：建立不同時期開發(fā)投資的將來值、維修管理費用的將來值與含油面積、井網(wǎng)密度、單井總投資、單井維修管理費用之間的數(shù)學關系式，按一定貼現(xiàn)率折算到開發(fā)期末[8]；總產(chǎn)出：建立銷售收入的將來值與地質儲量、原油價格、驅油效率及井網(wǎng)密度的關系式，按一定貼現(xiàn)率折算到開發(fā)期末；總產(chǎn)出與開發(fā)投入將來值之差為凈利潤，當凈利潤為零時，即不獲利，計算得出經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度，凈利潤與井網(wǎng)密度關系的微分式為零時，即獲得最大經(jīng)濟效益，對應經(jīng)濟合理井網(wǎng)密度

水驅達到極限含水率時，油田銷售收入的將來值(1)為：

鉆井成本的將來值(2)為：

達到極限采收率前修井、地面建設與管理費用折算值(3)為：

凈利潤的將來值()為：

當1-2-3=0時，計算得到經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度lim。

將式（16）、（17）、（18）代入式（22），并令：

用曲線交會法，當3=4時，即可求出合理井網(wǎng)密度合理。

國內外低滲透油田開發(fā)資料表明，低滲透油田驅油效率一般在40%~60%之間[9]，X試驗區(qū)驅油效率為53.89%，現(xiàn)階段總井數(shù)41口，井網(wǎng)密度為33.88口/km2，預測最終采收率為24%，鉆井成本400萬元/口，修井、測試、壓裂及管理費用成本30萬元/a，目前稅收條件下，原油貼現(xiàn)率5%[10]，根據(jù)以上油田實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)計算不同油價下極限井網(wǎng)密度與合理井網(wǎng)密度，當=0時，即為極限井網(wǎng)密度min（圖4），即曲線交點處，當時，S即為合理井網(wǎng)密度合理（圖5）。

根據(jù)曲線交匯法內涵可知，當總利潤最大時計算得到的為經(jīng)濟最佳井網(wǎng)密度，而當總利潤為0時，對應經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度，因此，對于特低滲透油藏井距最小不能低于極限井距，而為了經(jīng)濟效益最大化，應采用經(jīng)濟最佳井距附近值。X區(qū)塊經(jīng)濟極限井距為154 m，經(jīng)濟合理井距為202 m。

圖4 經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度計算結果

圖5 合理井網(wǎng)密度計算結果

3 結 論

（1）根據(jù)無限大地層中等產(chǎn)量匯源法與勢的疊加原理得出技術極限注采井距為214 m ，X區(qū)塊注采壓差條件下實際井距200 m小于技術極限井距，能建立起有效的驅動壓力體系。

（2）透率下限隨極限注采井距的增加而增大，目前研究區(qū)注采井距為200 m，對應滲透率下限為2.65×10-3μm2，儲層部分能被有效動用，對于滲透率較低地區(qū)需采取壓裂措施。

（3）據(jù)曲線交匯法內涵可知，當總利潤最大時計算得到的為經(jīng)濟最佳井網(wǎng)密度，而當總利潤為0時，對應經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度。X區(qū)塊經(jīng)濟極限井距為154 m，經(jīng)濟合理井距為202 m。

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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

東北石油大學研究生創(chuàng)新科研項目資助“特低滲透油藏精細注水方案研究”，項目號：YJSCX2015-013NEPU。

2016-04-19

邵碧瑩（1992-），女，黑龍江省哈爾濱市人，碩士研究生，2014年畢業(yè)于東北石油大學測控技術與儀器專業(yè)，研究方向：從事油氣田開發(fā)理論與技術研究。E-mail：2573610708@qq.com。