朱博敏

(大慶油田有限責(zé)任公司 第六采油廠，黑龍江 大慶 163000)

薩中開發(fā)區(qū)高臺(tái)子油層井網(wǎng)井距優(yōu)化

朱博敏

(大慶油田有限責(zé)任公司 第六采油廠，黑龍江 大慶 163000)

薩中開發(fā)區(qū)高臺(tái)子油層初期采用300 m反九點(diǎn)法面積注水井網(wǎng)，開發(fā)到中后期，注采關(guān)系復(fù)雜、注采井距過大、儲(chǔ)量動(dòng)用不充分以及剩余油富集嚴(yán)重等矛盾日益突出，有必要開展注采井網(wǎng)的優(yōu)化研究。結(jié)合高臺(tái)子油層的實(shí)際生產(chǎn)資料，基于注采強(qiáng)度、采油速度以及水驅(qū)控制程度對(duì)大慶油田常見的3種面積注水井網(wǎng)進(jìn)行研究。從工程技術(shù)和經(jīng)濟(jì)兩個(gè)方面對(duì)研究區(qū)不同井網(wǎng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)極限井距進(jìn)行了論證，在此基礎(chǔ)上，提出了4種適用于高含水期油田確定極限井距的計(jì)算方法。得出了一整套確定合理井網(wǎng)井距的方法，可推廣應(yīng)用于其他地質(zhì)條件類似的油田，研究成果對(duì)于中高含水期油田注采系統(tǒng)調(diào)整具有一定的指導(dǎo)意義和應(yīng)用價(jià)值。

高含水期； 注采系統(tǒng)； 井網(wǎng)調(diào)整； 井距界限； 開發(fā)矛盾

經(jīng)過30多年的注水開發(fā)，高臺(tái)子油層已經(jīng)進(jìn)入高含水階段，注采矛盾日益突出，油田整體開發(fā)效果變差。因此，在油田開發(fā)進(jìn)行到一定階段后，需要對(duì)層系井網(wǎng)進(jìn)行合理的調(diào)整與重組，以便取得更好的開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益[1-3]。

要實(shí)現(xiàn)層系井網(wǎng)的調(diào)整，首先必須開展井網(wǎng)型式和合理注采井距的研究。大慶油田在長(zhǎng)期生產(chǎn)實(shí)踐中發(fā)現(xiàn)，適當(dāng)?shù)靥岣咦⒉删當(dāng)?shù)比，增加井網(wǎng)密度，可以有效改變地層流體滲流方向，提高水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度，增加油井的多向受效率，從而最終提高注水波及系數(shù)與水驅(qū)采收率[4-6]。近年來，國(guó)外學(xué)者對(duì)這方面的研究較多。R.S.Gurbanov等[7]通過對(duì)不同井網(wǎng)的地層流體滲流規(guī)律進(jìn)行研究，找到了一種確定油氣田合理井網(wǎng)井距的新方法。Z.Wen等[8]通過對(duì)油田實(shí)際生產(chǎn)資料的分析，深入研究了井網(wǎng)密度對(duì)最終采收率的影響。T.L.Gould等[9]和S.A.Mathias等[10]對(duì)二次井網(wǎng)加密的增產(chǎn)因素進(jìn)行了系統(tǒng)的研究。20世紀(jì)80年代以來，針對(duì)這方面的課題，國(guó)內(nèi)學(xué)者也做了大量研究工作[11-13]。陳元千[14]率先研究了不同布井方式下計(jì)算合理井網(wǎng)密度的方法，指出井網(wǎng)密度不僅取決于井距，而且還與井網(wǎng)型式密切相關(guān)。周婧[15]、賈曉飛等[16]分別應(yīng)用理論計(jì)算和數(shù)值模擬等方法來研究合理井網(wǎng)井距。杜曉康等[17]、楊新平等[18]在前人基礎(chǔ)上進(jìn)一步研究了井網(wǎng)密度對(duì)見水波及系數(shù)以及采收率的影響。近年來，隨著井網(wǎng)加密調(diào)整措施在各大油田的廣泛實(shí)施，井網(wǎng)井距優(yōu)化研究不斷向縱深發(fā)展[19-21]。

本文以中區(qū)東部高臺(tái)子油層為例，系統(tǒng)分析了3種常見面積注水井網(wǎng)的注水特點(diǎn)，介紹了確定合理井網(wǎng)型式和計(jì)算合理注采井距的方法，并成功應(yīng)用于中區(qū)東部高臺(tái)子油層的層系井網(wǎng)調(diào)整。

1 研究區(qū)概況

薩中開發(fā)區(qū)為背斜構(gòu)造砂巖油藏，具有統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)和油水接觸面，邊、底水不活躍。高臺(tái)子油層位于薩中開發(fā)區(qū)的最下部，共有92個(gè)沉積單元，4個(gè)油層組。平均孔隙度為27.5%，平均滲透率為313×10-3μm2，總體上儲(chǔ)層物性較好，屬于中高孔中高滲儲(chǔ)層。全區(qū)含油面積為5.82 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量為3 657.19×104t。初期采用3套井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)，分別為GⅠ、GⅡ組油層井網(wǎng)、GⅢ組油層井網(wǎng)以及GⅣ組油層井網(wǎng)。原方案中的3套井網(wǎng)均采用了300 m×300 m反九點(diǎn)法面積井網(wǎng)。截止到2012年井網(wǎng)調(diào)整前，全區(qū)平均日產(chǎn)液32.66 t，日產(chǎn)油5.89 t，綜合含水率90.67%。

2 合理井網(wǎng)部署研究

目前，大慶油田主要采用面積注水方式，包括反九點(diǎn)法井網(wǎng)、五點(diǎn)法井網(wǎng)以及四點(diǎn)法井網(wǎng)。根據(jù)高臺(tái)子油層的特性，基于注采強(qiáng)度、水驅(qū)控制程度以及采油速度來確定合理的井網(wǎng)型式。

2.1 注采強(qiáng)度

在平面中心放置一口采油井，在油井的周圍以一定規(guī)則放置幾口注水井，組成一個(gè)單元面積注采井網(wǎng)，井網(wǎng)單元內(nèi)的總井?dāng)?shù)決定井網(wǎng)的型式。大慶油田在生產(chǎn)實(shí)踐中，常用注采強(qiáng)度來衡量井網(wǎng)的強(qiáng)化程度[22-23]。注采強(qiáng)度可用于評(píng)價(jià)油層相對(duì)均質(zhì)、砂體分布連續(xù)性較好的油藏的注采能力。

φ=Bηo

(1)

根據(jù)調(diào)整前300 m反九點(diǎn)法井網(wǎng)的相關(guān)數(shù)據(jù)計(jì)算在不同井網(wǎng)系統(tǒng)下的注采強(qiáng)度，結(jié)果如表1所示。

表1 高臺(tái)子油層不同井網(wǎng)系統(tǒng)的注采強(qiáng)度

由表1可知，在相同的井距下，五點(diǎn)法井網(wǎng)的注采強(qiáng)度大于四點(diǎn)法和反九點(diǎn)法，說明在相同井距下，五點(diǎn)法井網(wǎng)的注水能力和采油能力更強(qiáng)，油井受效充分，水驅(qū)控制程度高。

2.2 水驅(qū)控制程度

水驅(qū)控制程度與井網(wǎng)型式密切相關(guān)，不同的井網(wǎng)型式在相同的情況下對(duì)應(yīng)不同的水驅(qū)控制程度。北京勘探開發(fā)研究院通過對(duì)大量油田資料的統(tǒng)計(jì)分析，回歸出不同井網(wǎng)下水驅(qū)控制程度的表達(dá)式(見式(2))[24]。該公式考慮因素全面，可用于確定不同井網(wǎng)井距下油藏的水驅(qū)控制程度。

(2)

式(2)表明，井網(wǎng)水驅(qū)控制程度主要取決于井網(wǎng)型式、井距、砂體分布面積。高臺(tái)子油層井網(wǎng)加密前的平均水驅(qū)控制程度為82.9%，擬合參數(shù)aCo=694.62。根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)資料，計(jì)算高臺(tái)子油層不同井網(wǎng)下的水驅(qū)控制程度，結(jié)果如圖1所示。

圖1 高臺(tái)子油層不同井網(wǎng)系統(tǒng)的水驅(qū)控制程度

由圖1可知，在一定井距范圍內(nèi)(井距大于100 m)，當(dāng)井距相同時(shí)，五點(diǎn)法注水系統(tǒng)的井網(wǎng)水驅(qū)控制程度最高，四點(diǎn)法次之，反九點(diǎn)法最低。因此，從提高水驅(qū)控制程度的角度出發(fā)，可考慮將反九點(diǎn)法井網(wǎng)調(diào)整為五點(diǎn)法井網(wǎng)。

2.3 采油速度

注采強(qiáng)度與水驅(qū)控制程度直接影響采油速度。在注采平衡條件下，采油速度與各影響參數(shù)之間的關(guān)系式如下[25]：

(3)

從式(3)可以看出，相同的油層區(qū)塊，在相同的注水開發(fā)條件下，井網(wǎng)單元的采油速度主要取決于井網(wǎng)系統(tǒng)的注采強(qiáng)度ηoM。根據(jù)高臺(tái)子油層的相關(guān)統(tǒng)計(jì)資料，計(jì)算井網(wǎng)加密前不同井網(wǎng)系統(tǒng)下單元井網(wǎng)的采油速度。

表2為高臺(tái)子油層不同井網(wǎng)系統(tǒng)下的采油速度。由表2可知，在含水率、注水強(qiáng)度都相同的條件下，五點(diǎn)法井網(wǎng)的采油速度最高。

表2 高臺(tái)子油層不同井網(wǎng)系統(tǒng)的采油速度

綜合以上開發(fā)指標(biāo)可知，五點(diǎn)法井網(wǎng)的注采強(qiáng)度、水驅(qū)控制程度以及采油速度均高于其他井網(wǎng)。調(diào)整前高臺(tái)子油層隨著開發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，開發(fā)效果逐漸變差，特別是GⅢ、GⅣ井網(wǎng)層間矛盾突出、砂體控制程度低，薄差油層的滲流阻力相對(duì)較大。隨著開發(fā)時(shí)間的推移，采油速度下降明顯，因此需要進(jìn)行強(qiáng)化開采，而五點(diǎn)法井網(wǎng)的注采強(qiáng)度、水驅(qū)控制程度以及采油速度相對(duì)更高，可以滿足油田強(qiáng)化開采的需求，因此可以優(yōu)先考慮將GⅢ、GⅣ反九點(diǎn)法井網(wǎng)轉(zhuǎn)換成為五點(diǎn)法井網(wǎng)。

3 技術(shù)極限井距研究

合理的井距對(duì)于一般中高滲透油田開發(fā)來說是一個(gè)重大原則問題。本文根據(jù)井網(wǎng)適應(yīng)性論證的研究結(jié)果，結(jié)合中區(qū)東部高臺(tái)子油層實(shí)際情況進(jìn)行具體分析，最終確定高臺(tái)子油層的合理井網(wǎng)井距。

通過對(duì)井網(wǎng)適應(yīng)性的論證，根據(jù)不同油層的物性及砂體分布將高臺(tái)子油層分為3個(gè)層系：GⅠ、GⅡ1—GⅡ26、GⅡ27及以下。其中GⅠ和GⅡ1—GⅡ26仍然采用反九點(diǎn)法井網(wǎng)，GⅡ27及以下采用五點(diǎn)法井網(wǎng)。分別對(duì)這3個(gè)層系的技術(shù)極限井距和經(jīng)濟(jì)極限井距進(jìn)行研究。

3.1 采油速度法

在井網(wǎng)系統(tǒng)和砂體分布面積相同的情況下，不同的井距對(duì)應(yīng)不同的采油速度。因此，可以通過約定某一采油速度來確定合理的井距范圍，計(jì)算公式如下[26]：

(4)

根據(jù)高臺(tái)子油層的實(shí)際情況，計(jì)算不同采油速度下的合理井網(wǎng)密度，結(jié)果見圖2。

圖2 注采井距與采油速度的關(guān)系

從圖2可以看出，對(duì)于GⅠ、GⅡ1—GⅡ26井網(wǎng)，若要達(dá)到1%～2%的采油速度，則井距范圍應(yīng)為183～300 m。對(duì)于GⅡ27及以下井網(wǎng)而言，若要得到較高的采油速度(大于或等于1%)，則需要進(jìn)行井網(wǎng)加密，井距最高可為172.07 m；如國(guó)民經(jīng)濟(jì)發(fā)展需要產(chǎn)更多的油，經(jīng)濟(jì)形勢(shì)也比較有利，那就需要進(jìn)一步縮小井距，則井距最低可達(dá)99.34 m左右，可將采油速度提高到3%左右。若要再提高采油速度，井網(wǎng)過密，鉆井過多，生產(chǎn)成本迅速上升，可能在經(jīng)濟(jì)上不夠合理。

3.2 井網(wǎng)密度法

通過大量生產(chǎn)實(shí)踐及研究分析，發(fā)現(xiàn)油田井網(wǎng)密度與采收率之間存在密切聯(lián)系，即油田采收率隨井網(wǎng)密度增加而增加，在油田開發(fā)過程中可以通過增加井網(wǎng)密度來提高采收率。謝爾卡喬夫公式明確了井網(wǎng)井距與采收率之間的關(guān)系：

ER=EDe-a/S

(5)

根據(jù)國(guó)內(nèi)油田的統(tǒng)計(jì)資料，依據(jù)流度的不同將國(guó)內(nèi)油田劃分為5種類型，分別統(tǒng)計(jì)了不同類型油田的井網(wǎng)密度和對(duì)應(yīng)的采收率，并運(yùn)用謝爾卡喬夫公式得到了采收率與井網(wǎng)密度之間的回歸方程，結(jié)果見表3。回歸方程具有普適性和代表性，其結(jié)果對(duì)于油田開發(fā)決策具有非常重要的參考作用。

當(dāng)前，高臺(tái)子油層的地下原油黏度為9.2 mPa·s，平均滲透率為313 mD，平均流度為34.02 mPa·s/(10-3μm2)，屬于Ⅲ類油藏。

表3 國(guó)內(nèi)不同類型油田油井采收率與井網(wǎng)密度的關(guān)系

圖3為不同類型油藏采收率與井距的關(guān)系。從圖3可以看出，對(duì)于不同的油藏而言，隨著井距的增加，采收率隨之下降。原方案注采井距為300 m，當(dāng)井距范圍為100～300 m時(shí)，隨著井距的增大，采收率下降明顯，因此適當(dāng)縮小井距可以有效提高油田采收率。當(dāng)井距小于100 m時(shí)，隨著井距的變小，采收率上升變緩。

圖3 不同類型油藏采收率與井距的關(guān)系

根據(jù)高臺(tái)子油層的的相關(guān)數(shù)據(jù)計(jì)算不同油層組對(duì)應(yīng)的井網(wǎng)指數(shù)，結(jié)果見表4。

表4 不同油層組井網(wǎng)指數(shù)

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)得到高臺(tái)子油層GⅠ、GⅡ1—Ⅱ26、GⅡ27及以下層系的驅(qū)油效率分別為50%、50%、45%，根據(jù)當(dāng)前井網(wǎng)條件下的原油采收率數(shù)值及井網(wǎng)指數(shù)的計(jì)算公式，得到GⅠ、GⅡ1—GⅡ26、GⅡ27及以下的井網(wǎng)指數(shù)分別為3.59、4.06、4.53。應(yīng)用謝爾卡喬夫公式來計(jì)算不同井網(wǎng)密度和井距條件下的層系采收率，結(jié)果見圖4。

圖4 不同層系采收率與井距的關(guān)系

從圖4可以看出，隨著井距的逐漸增大，采收率下降速度逐漸加快。如果采收率達(dá)到40%以上，GⅠ、GⅡ1—GⅡ26井網(wǎng)注采井距最大不得超過250 m，GⅡ27及以下井網(wǎng)注采井距最大不得超過150 m。進(jìn)行井網(wǎng)加密時(shí)，約定井距每縮小1 m，采收率上升幅度不得低于0.04%，則GⅠ井網(wǎng)井距最小為100 m，GⅡ1—GⅡ26井網(wǎng)、GⅡ27及以下井網(wǎng)的井距最小為98 m。當(dāng)井距小于98 m時(shí)，隨著井距的變小，采收率上升過于平緩，此時(shí)繼續(xù)減小井距意義很小。

3.3 水驅(qū)控制程度法

水驅(qū)控制程度是指用油水井單向或多向連通砂體儲(chǔ)量占總儲(chǔ)量的百分?jǐn)?shù)來反映油藏的水驅(qū)效果。因此井距越小(井網(wǎng)密度越大)，注采井?dāng)?shù)比越大，相應(yīng)的水驅(qū)控制程度越高，油田注水開發(fā)效果也越好。在反九點(diǎn)法和五點(diǎn)法的井網(wǎng)系統(tǒng)下，由式(2)分別計(jì)算不同井距對(duì)應(yīng)的水驅(qū)控制程度，結(jié)果見圖5。

圖5 水驅(qū)控制程度與井距的關(guān)系

從圖5可以看出，當(dāng)井網(wǎng)型式一定時(shí)，隨著井距的增大，水驅(qū)控制程度逐漸減小。在反九點(diǎn)法井網(wǎng)系統(tǒng)下，若要保證水驅(qū)控制程度大于80%，合理井距不得大于320 m；在五點(diǎn)法井網(wǎng)系統(tǒng)下，若要保證水驅(qū)控制程度大于90%，合理井距不得大于300 m。進(jìn)行井網(wǎng)加密時(shí)，約定井距每縮小1m，水驅(qū)控制程度上升幅度不得低于0.02%，則GⅠ、GⅡ1—GⅡ26井網(wǎng)井距最小可為90 m，GⅡ27及以下井網(wǎng)的井距最小可為98 m。當(dāng)井距小于98 m時(shí)，水驅(qū)控制程度變化過于平緩，繼續(xù)減小井距意義不大。因此，GⅡ27及以下的井距最小可減少至98 m左右。

4 經(jīng)濟(jì)極限井距研究

井網(wǎng)加密確定合理注采井距時(shí)必須要進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，合理的井網(wǎng)密度應(yīng)當(dāng)既能實(shí)現(xiàn)較好的開發(fā)效果，又能取得良好的經(jīng)濟(jì)效益[27-28]。

單井平均日產(chǎn)油量的經(jīng)濟(jì)極限：

(6)

根據(jù)平均單井日產(chǎn)油量經(jīng)濟(jì)極限計(jì)算單井控制可采儲(chǔ)量的經(jīng)濟(jì)極限：

(7)

對(duì)式(6)和式(7)進(jìn)行整理后可得：

(8)

單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量的經(jīng)濟(jì)極限：

(9)

單位面積地質(zhì)儲(chǔ)量與單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)極限的比值即為井網(wǎng)密度經(jīng)濟(jì)極限：

(10)

將式(9)代入式(10)中，整理后得到：

(11)

根據(jù)井網(wǎng)密度經(jīng)濟(jì)極限，求出經(jīng)濟(jì)極限井距：

(12)

開發(fā)評(píng)價(jià)年限設(shè)定為30年，通過式(12)計(jì)算不同原油價(jià)格下的經(jīng)濟(jì)極限井距，結(jié)果見圖6。

圖6 不同原油價(jià)格下的經(jīng)濟(jì)極限井距

從圖6可以看出，當(dāng)原油價(jià)格一定時(shí)，GⅡ27及以下的經(jīng)濟(jì)極限井距小于GⅠ、GⅡ1—GⅡ26，這說明對(duì)GⅡ27及以下層系進(jìn)行井網(wǎng)加密可以取得更好的經(jīng)濟(jì)效益。當(dāng)原油價(jià)格為50美元/桶時(shí)，GⅡ27及以下井網(wǎng)的井距最小不得低于99.76 m。

5 井網(wǎng)井距設(shè)計(jì)與實(shí)施效果

結(jié)合中區(qū)東部高臺(tái)子油層的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，對(duì)層系調(diào)整和井網(wǎng)加密后的油田開發(fā)效果進(jìn)行評(píng)價(jià)，運(yùn)用水驅(qū)特征曲線法對(duì)全區(qū)含水率達(dá)到98%時(shí)的采收率進(jìn)行預(yù)測(cè)，結(jié)果見圖7。

圖7 各井網(wǎng)年產(chǎn)油量隨時(shí)間變化曲線

從圖7可以看出，高臺(tái)子油層進(jìn)行井網(wǎng)加密后，全區(qū)的年產(chǎn)油量大幅上升，截止到2015年，全區(qū)產(chǎn)油量達(dá)到41.59×104t。全區(qū)平均采油速度在井網(wǎng)加密后快速上升，截止到2015年，全區(qū)平均采油速度達(dá)到1.19%，與調(diào)整前相比上升了0.47%。

圖8為全區(qū)水驅(qū)特征規(guī)律曲線。從圖8可以看出，當(dāng)含水率達(dá)到98%時(shí)，采收率為49.55%，與調(diào)整前預(yù)測(cè)的采收率(47.29%)相比提高了2.26%。

圖8 全區(qū)水驅(qū)特征規(guī)律曲線

6 結(jié)論與建議

(1)在相同井距和井網(wǎng)密度條件下，五點(diǎn)法井網(wǎng)的大多數(shù)指標(biāo)優(yōu)于反九點(diǎn)法井網(wǎng)和四點(diǎn)法井網(wǎng)，對(duì)于開發(fā)砂體分布比較分散、非均質(zhì)性較強(qiáng)的油藏是一種比較理想的注水系統(tǒng)。根據(jù)高臺(tái)子油層不同層系井網(wǎng)的特點(diǎn)，GⅡ27及以下層系可優(yōu)先考慮調(diào)整為五點(diǎn)法井網(wǎng)。

(2)GⅡ27及以下層系可以優(yōu)先考慮進(jìn)行井網(wǎng)加密，井網(wǎng)加密后的最小井距不得小于99.76 m。

符號(hào)說明

φ—注采強(qiáng)度，無量綱；

B—注采井?dāng)?shù)比，四點(diǎn)法為1∶2，五點(diǎn)法為1∶1，反九點(diǎn)法為1∶3；

ηo—采油井井網(wǎng)密度，口/km2；

α—水驅(qū)控制程度；

Co—油砂體面積中值，km2；

d—平均井距，km；

n—系數(shù)，取1；

b—井網(wǎng)系統(tǒng)單井控制面積與井距平方之間的換算系數(shù)，b=0.1352-0.54+1.405；

vo—采油速度，%；

I—注水強(qiáng)度，m3/(d·m)；

C—單儲(chǔ)系數(shù)，104t/(km2·m)；

Bo/r—原油體積換算系數(shù)；

fw—油井含水率；

t—采油井年生產(chǎn)天數(shù)，d；

S—井網(wǎng)密度，口/km2；

N—原油地質(zhì)儲(chǔ)量，t；

qo—平均單井產(chǎn)量，t/d；

Ty—年有效生產(chǎn)時(shí)間，d；

A—含油面積，km2；

ER—原油采收率；

ED—驅(qū)油效率；

a—井網(wǎng)指數(shù)，a=18.14(Ka/μo)-0.421 8；

Ka—平均絕對(duì)滲透率，10-3μm2；

μo—地層原油黏度，mPa·s；

ID—平均每口井的鉆井投資(包括射孔、壓裂和造縫等)，萬元/井；

IB—平均每口井的地面建設(shè)費(fèi)用(包括系統(tǒng)工程建設(shè)和礦建等)，萬元/井；

R—投資貸款利率；

T—開發(fā)評(píng)價(jià)年限，a；

β—油井系數(shù)，即油水井的總數(shù)與油井?dāng)?shù)的比值；

τo—采油時(shí)率；

do—原油商品率；

Po—原油銷售價(jià)格，元/t；

O—原油成本，元/t；

Ri—開發(fā)評(píng)價(jià)年限內(nèi)可采原油儲(chǔ)量的采出程度。

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Optimization of Well Spacing in Gaotaizi Reservoir of Sazhong Development Zone

Zhu Bomin

(No.6OilProductionFactory,DaqingOilfieldCompanyLtd.,DaqingHeilongjiang163000,China)

In the early stage of the Gaotaizi reservoir in the middle of of Sazhong development zone, the 300 m inverted nine spot area of the injection water well pattern was developed. During the middle and late stages of reservoir development, many problems were exposed in the process of development such as the complex injection-production relationship, too large well spacing, inadequate production of reserves and serious enrichment of remaining oil. Therefore, it is necessary to carry out the optimization of injection and production well pattern. Combined with the actual production data of Gaotaizi reservoir, three kinds of water injection wells, which are common in Daqing oilfield, are studied based on injection and production intensity, oil recovery rate and water flooding control degree. From the two aspects of engineering methods and economy aspects, the technical and economic limit wells of different well patterns in the study area are discussed. On this basis, four kinds of calculation methods are proposed to determine the reasonable well spacing of high water cut stage of oilfield development.This paper provides a complete set of methods to determine the reasonable well pattern and well spacing, which can be applied to other oil fields with similar geological conditions. The research findings have important guiding significance and application value for the injection-production system adjustment of the oilfields in medium and high water cut stage.

High water cut stage; Production-injection system; Well pattern adjustment; Limit of well spacing; Development contradiction

1672-6952(2017)05-0038-06

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

2017-03-24

2017-05-03

黑龍江省自然科學(xué)基金項(xiàng)目“多層砂巖油藏合采井產(chǎn)能主控因素及作用機(jī)理研究”(E201407)。

朱博敏(1993-)，男，從事開發(fā)地質(zhì)及油氣田開發(fā)研究；E-mail：245699661@qq.com。

TE341

A

10.3969/j.issn.1672-6952.2017.05.008

(編輯 宋官龍)