缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度研究

王 一

（成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度研究

王 一

（成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

缝洞型碳酸盐岩油藏的储层类型与其他类型油藏极其不一样，因而对于缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度的研究，目前还没有一种比较成熟的方法。针对上述问题，以缝洞型碳酸盐岩油藏常见的一种储渗模式进行研究，考虑该类型油藏油井的产量递减规律，同时结合相类似油藏计算井网密度的经验公式，并对该经验公式产生的误差进行原因分析及修正，从而得到了一种计算缝洞型碳酸盐岩井网密度的新方法。油田应用实例表明，该方法对于缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度的计算有很好的指导作用。

缝洞型碳酸盐岩油藏；井网密度；产量递减规律

井网密度是油藏开发的一个重要指标，井网密度是否合理，对最终采收率和经济利益至关重要，国内外对于合理井网密度的确定方法已经很成熟，但这些方法主要运用于砂岩油藏。因此本文对某区块缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度进行初步研究，以相类似油藏井网密度经验公式为基础，并对该经验公式产生的误差进行修正，从而得出计算缝洞型碳酸盐岩井网密度的方法。

1 油藏地质特征

某区块缝洞型碳酸盐岩油藏储集体复杂，非均质性严重，埋藏较深，一般在5000 m以上，裂缝、溶洞比较发育，其储集空间以孔、洞、缝为主，储层的基质部分储集性能总体较差，绝大部分不具有储集油的能力，油气的高产能主要依靠裂缝和大型溶蚀孔洞发育带，众多高产井已说明了这一点。根据目前的资料研究分析，该区块缝洞型碳酸盐岩油藏含油气储层类型主要有单溶洞多裂缝型（见图1）和多溶洞多裂缝连通型（见图2）[1-2]。

图1 单溶洞多裂缝型储层模式图

图2 多溶洞多裂缝型储层模式图

2 油井产量变化模型

图3 单溶洞多裂缝型油藏示意图

针对图1类型储层的油井产量变化规律进行数学公式的推导。假设油井通过多条天然裂缝与体积为Vo（m3）的溶洞连通，为简化数学公式，这里假定只有两条天然裂缝（见图3）。裂缝的长，宽，高分别为 L1（m），W1（m），H1（m）和 L2（m），W2（m），H2（m）；油井产量为Q（t），井底流压为Pwf（MPa），原始地层压力为Pi（MPa），某一时刻t（d）与溶洞连通的裂缝压力分别为P1和P2（MPa），流体的压缩系数为C（MPa-1），原油粘度为uo（mPa·s），忽略裂缝和溶洞的可压缩性。

根据赵艳艳博士的研究[3]，得裂缝1，2分别流向井底的产量为Q1，Q2则：

由（3）式可知，油井的产量随时间呈指数递减的规律，同理依照以上的理论推导，单溶洞多裂缝型和多溶洞多裂缝连通型油藏也符合指数递减规律。但由于奥陶系碳酸盐岩油藏的开发情况非常复杂，不能绝对的认为油井产量都符合以上的递减规律，结合项目生产动态数据研究，衰竭式开发阶段产油量缓慢递减类型的油井，绝大多数符合上述产量递减规律；相反产油量快速递减的油井，由于该类油井含水上升快，产量低，使得产油量情况变化复杂[4-5]。

3 井网密度方法研究[6-7]

缝洞型碳酸盐岩地质情况复杂，裂缝较发育，储层埋藏深度大，开发成本高，研究一套合理井网密度的方法，需要考虑经济因素。要使井网密度达到经济上合理，必须满足下列条件：（1）防止井网过密，造成不合理投资；（2）避免井网过稀，致使最终采收率降到经济合理界限以下。

该方法以谢尔卡乔夫公式为基础：

式中：ER：最终采收率，小数；Ed：驱油效率，小数；b：井网密度常数，口/平方千米；f：井网密度，口/平方千米。

同时结合油井产量变化模型的推导结论，碳酸盐岩油藏开发初期，油井产量大多数符合指数递减规律，可推导得：

式中：Q0：年产量，104t；Dc：年综合递减率，小数；T：油藏开发年限，年；N：地质储量，104t；R：油藏开发期内可采储量采出程度，小数。

在综合经济效益因素，可得到投资净现值的计算公式：

式中:Y1：开发期内总收入，万元；Y2：开发期内总投资，万元；P：税后油价，元；C：原油操作成本，元/吨；a：原油商品率，小数；i：基准收益率，小数；A：含油面积，km2；M：单井总投资，万元。

将公式（4）和（5）代入公式（6）得：

（1）当NPV为达到最大值时，对应的井网密度为合理井网密度 f合；即，整理化简得：

（2）当NPV＝0时，对应的井网密度为经济极限井网密度f极；即整理化简得：

4 实例计算

现以某区块缝洞型碳酸盐岩油藏为例说明方法的应用，参数数值（见表1）。

表1 某区块缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度计算参数表

根据以上参数，利用（9）和（10）式分别计算该区块的井网密度（见表2）。

表2 某区块缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度计算结果

从表2可看出，合理井网密度比目前井网密度要小，根据目前的生产状况研究，按照当前布署的井网密度，达不到预期的采收率，因而上述方法得出的合理井网密度不准确。

分析误差认为，对于每一具体的油藏，驱油效率Ed和井网指数b是一定的，但这些参数有时不能完全获取，因此这两参数的获取一般通过借鉴类似油田的数值。但由于某区块油藏开发时间、生产状况与借鉴的油田还是有些差别，因此在借鉴井网指数b参数值时，代入谢尔卡乔夫公式对某区块的采收率计算存在一定的误差，需对井网指数进行校正。对于驱油效率的取值，结合该区块油藏孔隙度、渗透率、以及原油粘度、密度等高压物性综合分析，驱油效率Ed借鉴的数值可不用校正。

5 修正后井网密度方法

（1）根据误差来源分析，提出校正系数X，即有bX。因此某区块的井网密度与采收率的关系为：

（2）借鉴类似油田参数：塔河油田衰竭式开采采收率 0.14～0.23，平均驱油效率0.5，井网密度 1.27，则用（4）式得出井网指数 0.986～1.617。

（3）校正参数：某区块目前井网密度0.33，采出程度0.04（将其当成目前井网密度下的最终采收率），结合借鉴的驱油效率和井网密度，利用（4）式反算X为0.52～0.85。计算时可依据明确的采收率和井网指数，得出相应的校正系数，本文计算取值X为0.55。

（4）校正后公式及计算结果：校正后，合理井网密度校正公式为：

极限井网密度校正公式为：

经计算校正结果（见表3）。

依据目前国内已投入开发的碳酸盐岩油藏及前人认识成果，缝洞型碳酸盐岩油藏平均井距为500～700 m，因此校正后方法得出的合理井网密度及合理井距具有合理性[8]，计算方法具有参考价值。

表3 某区块缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度校正结果

6 结论

（1）本方法考虑缝洞型碳酸盐岩油藏油井产量变化规律情况，结合类似油藏井网密度经验公式，并对其进行修正，从而得出了一种计算缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度的方法。该方法计算的结果对比同类的油藏开发技术，说明本方法有合理性。

（2）对于缝洞型碳酸盐岩油藏井网密度的研究，利用类似油藏井网密度的经验公式计算时，需对经验公式的参数进行必要的修正，使之适合所要计算的区块，否则计算出来的值将会存在一定的误差。

（3）本方法涉及到的油井产量递减规律，与目前某区块的实际生产数据吻合，该规律适用于衰竭式开发的缝洞型碳酸盐岩油藏，对于开发中后期的产量变化规律还需进一步的研究。

（4）缝洞型碳酸盐岩油藏储层非均质性极其严重，一般采取不规则井网部署方式，除了单纯地计算合理井网密度和合理井距之外，还应该结合其它指标，如单井控制储量等进行综合分析，才能制定出更好的开发政策。

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[2] 陈志海，戴勇，郎兆新.缝洞性碳酸盐岩油藏储渗模式及其开采特征[J] .石油勘探与开发，2005，32（3）：101-105.

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[4] 刘常红，陈只海.塔河碳酸盐岩油藏产量递减特征与影响因素分析[J] .特种油气藏，2010，6（17）：72-74.

[5] 李柏林，涂兴万，李传亮.塔河缝洞型碳酸盐岩底水油藏产量递减特征研究[J] .岩性油气藏，2008，20（3）：132-134.

[6] 朱圣举，刘宝良.确定低渗透油藏合理井网密度和极限井网密度的新方法[J] .特种油气藏，1999，6（1）：14-17.

[7] 杨敏，姜祥成，邵洪艳，等.用将来净现值法求合理井网密度[J] .大庆石油地质与开发，2005，3（24）：43-44.

[8] 杨坚，吴涛.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏开发技术研究[J] .石油天然气学报，2008，30（3）：326-328.

A study of well density for fractured－vuggy carbonate rock reservoirs

WANG Yi
（Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China）

The model of fractured-vuggy carbonate rock reservoirs are much different from.Sandstone reservoirs that there isn’t a mature method of study of well density for it in today.So that,base on the production decline law in one of normal models of fractured－vuggy carbonate rock reservoirs and integrates empirical formula on calculate well density with similar reservoirs,also analysis and revise the error which generates by the formula,a new method of determining well density for fractured-vuggy carbonate rock reservoirs is presented.The application of the method indicates that it is have a good guide to research well density in fracture-vuggy carbonate rock reservoirs.

fracture-vuggy carbonate rock reservoirs；well density；production decline law

10.3969/j.issn.1673-5285.2012.11.003

TE344

A

1673－5285（2012）11－0011－04

2012-06-28

王一，男（1986－），成都理工大学能源学院在读硕士研究生，油气田开发工程专业，研究方向油藏工程与数值模拟，邮箱：wy03105130@126.com。