芦子沟地区长6油藏井网系统论证

2012-09-04朱玉双全洪慧

地下水 2012年6期

张章，朱玉双，全洪慧

(1.西北大学地质学系/大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069;2.中海石油(中国)有限天津分公司，天津塘沽 300452)

井网系统一直是油田开发研究中的重要课题，实践表明，井网系统的合理与否对油田开发效果有重要影响，尤其对裂缝性低渗透油田来说已成为其注水开发成败的关键［1－3］。因此，低渗透油田井网系统的研究是油田开发技术政策研究中极为关键内容。

芦子沟地区主要位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的东南部，属于湖盆的东部构造沉降较平缓的宽缓地带，是南泥湾采油厂主力开发区域。长6油层是研究区主力产油层位，油层中部深度为684 m，主裂缝方向为北偏东70°，该储层平均孔隙度为10.36%，平均渗透率为 0.87 mD，属于特低孔渗储层［3－4］。

1 研究区长6油藏开发现状

研究区开发始于1995年，一直靠自然能量进行开采，采用不规则井网，井距在150～170 m，排距在80～130 m。分析采油井单井产能变化，在2006年10月之前总体保持稳定，但有上下浮动(图 1)，平均单井日产油量最大为 0.59 m3/d，最小为0.46 m3/d;在2006年11月之后平均单井产能出现下降(图1)，平均单井日产油量下降速度平均为2.6%，由 0.52 m3/d 降到 0.16 m3/d。

图1 平均单井日产量变化曲线

统计收集到的7口井压力恢复测试资料，平均地层压力为2.30 MPa，平均压力系数 0.405，小于目的层位静水柱压力，油层压力明显偏小(表1)。选用其中压力系数最高值0.48(资料3井)为代表，与邻区川口、安塞、青化砭等油田的油层压力系数为0.8～0.9相比，这一值也偏低。

表1 测压数据统计表

研究区长6油藏为岩性油藏，无边、底水及气顶，原始驱动类型以弹性驱和溶解气驱为主。由于研究区采取靠自然能量进行开采，随着自然能量的逐渐衰竭，研究区目前地层压力亏空严重，日产油量和产液量都明显降低。截至2010年 5月日产液水平 357.2 m3，日产油水平 279.8 m3，平均单井日产油能力 0.16 t。

研究区长6油藏井网不完善程度较大，研究区局部区域仍属于空白区，没有形成统一规范的井网系统。因此，在完善井网系统的基础上采取注水开发补充地层能量，是研究区实现增产稳产的主要开发方向。

2 井网形式的选择

井网的合理性主要从以下三个方面衡量:一是能否延长无水采油期、提高开发初期的采油速度，二是能否获得较高的最终采收率，三是井网调整是否具有较大的灵活性［5－6］。

对研究区选择一块约为5.11 km2范围建立三维地质模型(如图2)，并在此基础上进行数值模拟，通过对菱形反9点、正方形反9点、反7点、菱形反5点和正方形反5点井网形式(如图3)的开发指标模拟预测对比，优选出采油能力强并能有效控制含水率的最佳井网形式。

图2 小区块模拟范围示意图

图3 井网示意图

通过数值模拟发现研究区最合适的井网形式为菱形反9点，其日产油量、累计产油量、采收率等指标都大于其他井网形式，菱形反9点的日产油量、累计产油量和采收率均比其它井网形式高;从含水率指标上看，菱形反九点也相对较低，最高为正方形反9点(表2)。综上所述，菱形反9点注采井网形式为研究区最佳井网形式。

3 井网密度

井网密度受储层物性、非均质性、原油物性、开采方式与注水方式等多因素的控制，是油田开发中影响开发技术经济指标的重要因素之一。

3.1 满足采油强度的井网密度

油田的开发要达到一定的采油速度才能保证油田的高效开发，才能确保油田开发最终的经济效益最大化［6］。由采油速度确定的井网密度关系为:

式中:S为井网密度，口/km2;B为注采井数比;VO为采油速度;N为地质储量，t;qo为平均单井产量，t/d;TY为年有效生产时间，d;A为含油面积，km2。

南泥湾油田芦子沟地区长6油藏采用菱形反九点井网，注采井数比为1:3，单井日产油0.56 t/d，年生产时间360 d，采油速度采用0.9%，计算出井网密度为33.44口/km2。

3.2 满足最终采收率的井网密度

中国石油勘探开发研究院根据我国144个油田或开发单元的实际资料，按流度统计出最终采收率与井网密度的经验公式［6］。当流度小于5时，最终采收率与井网密度的经验公式如下:

式中:S为hm2/井;ER为采收率，小数。

南泥湾油田芦子沟地区长6层流度小于5，技术采收率为10%，计算得井网密度为39.74口/km2。

3.3 采用经济极限和经济最佳井网密度确定合理井网密度

中国石油勘探开发科学研究院开发所俞启泰，在谢尔卡乔夫公式的基础上，引入经济学投入与产出的因素，推导出计算经济最佳井网密度和经济极限井网密度的方法，经济最佳井网密度是指总产出减去总投入达到最大时，亦即经济效益最大时的井网密度，经济极限井网密度是总产出等于总投入，即总利润为0时的井网密度［6］。其简要计算方法如下:

式中:α为井网指数(根据实验或经验公式求得)，ha/井;sb为经济最佳井网密度，ha/井;N为原油地质储量，t;Vo为评价期间平均可采储量采油速度，小数;T为投资回收期，a;ηo为驱油效率，小数;c为原油商品率，小数;L为原油售价，元/t;P为原油成本价，元/t;A为含油面积，ha;ID为单井钻井(包括射孔、压裂等)投资，元;IB为单井地面建设(包括系统工程和矿建等)投资，元;r为贷款年利率，小数;Sm为经济极限井网密度，ha/井。

综合钻井成本900元/米，地面建设投资304 842元/口，投资贷款利率6.39%，原油商品率0.957。代入上式，用交汇法计算出:油价为4 500元/吨时，长6油藏经济最佳井网密度为30.03口/km2，经济极限井网密度40.46口/km2。

根据“加三分差”的原则，即在经济最佳井网密度的基础上，加最佳与经济极限井网密度的差值的三分之一，作为经济合理井网密度，表达式如下:

按上式计算，南泥湾油田芦子沟地区长6油层的合理井网密度为 30.84口/km2。

综合以上几种方法，并结合三叠系同类已开发油田实际井网密度，南泥湾油田芦子沟地区长6油层的合理井网密度为34口/km2。目前该地区井网密度为 35.02口/km2，与上述值较为接近。

目前研究区布井工作已经完成，井距在150～170 m之间，排距在80～130 m之间，井排方向与主应力方向保持一致，即北偏东70度，综合以上分析，开发方案设计在此基础上进行，我们不推荐进行井排距的调整，在此基础上进行经网完善工作。

4 论证排状注水合理性

本次排状注水研究是对研究区大区选择一块约为5.11 km2范围进行数值模拟研究，也就是前面油藏工程论证里的数值模拟范围(图4)。通过对该小区块进行排状注水方案的模拟，及其效果的预测，并与菱形反9点面积注水进行比较，最终对排状注水方案的可行与否进行评价。

图4 小区块排状注水井网部署图

在本次研究过程中排状注水共设计2种方案:

先期排状注水方案:在一开始就将注水井网设计为排状，且在2012年1月直接进行排状注水进行水驱，预测至2030年;

后期排状注水方案:在一开始注水井网设计为面积注水，待该井网形式下整体产油率出现大幅下降时改为排状注水，即2019年1月(图5)开始进行排状注水，预测至2030年。

先期排状注水、后期排状注水与菱形反9点面积注水两种方案比较，旨在探讨排状注水最佳时机。

排状注水方案中采油井与注水井数量比仅为1:1，模拟范围内有162口井，排状注水方案中注水井为82口，采油井为80口;而菱形反九点方案采油井与注水井数量比为3:1，菱形反九点方案中注水井为41口，采油井为121口。

排状注水方案中采油井数量的大幅减少，致使模拟区域的累计产油量及采收率大幅下降，2012年进行排状注水方案下，2012年至2030年累计产油量仅为30.86×104m3，而菱形反九点方案中为42.765×104m3;在2019年开始调整为排状注水中，2019年之后其采油井数量开始大幅减少，2012年至2019年采油井与菱形反九点方案中采油井数量一样多，因此该方案至2030年时累计产油量比菱形反九点方案少，但是比自2012年开始排状注水方案累计产油量多(表3)。