低渗透油藏井网优化及开发技术政策研究

2013-08-15毛文静

四川地质学报 2013年4期

毛文静

（中国地质大学，武汉 430000）

低渗透油田开发在我国石油工业持续发展中的作用越来越重要，低渗透油田的科学研究、技术攻关和现场试验都列入了国家重点和中国石油天然气集团公司的重大项目。通过“九五”、“十五”和“十一五”前两年的研究攻关和试验，对低渗透油田的特征认识、开发决策和工艺技术的各个方面，都有了新的较大发展和提高，但到目前还有如复杂断块低渗透油藏的井网优化和开发技术政策的制定等许多问题尚未能完全更好地解决。

1 井网优化研究现状

据前苏联、美国、加拿大等几个国家统计，从四十年代开始，井网密度逐渐变稀；在四十年代以前，井网密度大于6.25口/km2；四十年代以后井网密度以6.25口/km2为主，五十年代以3.125口/km2为主，六十年代以 1.56～3.125口/km2为主。自七十年代以来，随着油藏描述技术的发展，认识到非均质油藏内井网密度对采收率有着重大影响；随着油田注水开发历史的发展和挖掘剩余油潜力的需要，井网密度存在着由稀变密的趋势，在这一时期不少油田设计的井网密度大多在 8.3～12.5口/km2。美国JPT编辑部，与20世纪 80年代初汇总了有代表性专家的意见，他们认为密井网可以改善不连续油层油田的注水开发效果，提高采油速度和采收率。

随着油田生产实践经验教训的积累、油藏工程研究的深入、原油价格的逐步调整和适应国民经济建设发展的需要，许多油田对低渗透油田都进行了改善开发效果的综合调整试验，其主要内容是以合理加密井网为核心的，以搞好压裂和注水为主要措施，进行综合治理，普遍取得了良好的开发效果。合理的井网密度需要满足4个条件：一要满足采油速度，二要有高的控制程度和动用程度，三要有高的采收率，四要有好的经济效益。需要从技术和经济两个方面进行井网密度合理优化[1]。

1.1 井网密度的经济界限

根据低渗透油田的地质特点，一般井距越小，井网越密，开发效果越好，最终采收率越高，但也要讲经济效益。井网太密，钻井过多，会使经济效益变差，甚至出现负经济效益。

中国石油天然气总公司开发生产部和北京石油勘探开发研究院研究的“全国‘八五’规划加密井潜力分析，规定统一方法”里定义了单井平均日产油量经济极限，是指一口油井投入的总费用与产出的总收入相等时的单井平均日产油量。井网密度经济极限可以根据所定的平均单井日产油量经济极限通过一系列计算得出。北京石油勘探开发研究院俞启泰在前苏联院士谢尔卡乔夫推导的井网密度和采收率关系的基础上，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。邵运堂等人利用谢尔卡乔夫的采收率与井网密度关系式推导了单井可采储量、可采期的单井效益和单位面积总效益随井网密度变化的关系式，以单位面积总效益最大化为准则推得了合理井网密度及其对应的采收率、单井可采储量、可采期的单井效益和最大单位面积总效益，同时求出了经济极限井网密度[2]。贾自力等（2005）根据采收率与及井网密度与注采井数比的关系，结合经济评价和注采平衡分析的方法，提出一种新的确定水驱油田合理井网密度和合理注采井数比的方法。张凤莲等（2008）以采收率与井网密度关系式为基础，考虑油田开发期限内原油销售收入的将来值、开发投资的将来值和开发期限内维修管理费用的将来值，利用投入和产出的关系得到了低渗透油田合理井网密度及极限井网密度的计算方法。该方法可以对投入开发后的油田（油藏）是否具有继续加密的可行性进行论证。

1.2 井网密度的技术界限

自1856年开始，达西定律成为研究地下流体运动规律的理论基础，直到20世纪50年代，才在低速渗流研究中提出起始压力梯度的概念。20世纪90年代以来，人们已普遍认同了低速非达西渗流、启动压力梯度等概念，并将其应用到实际油藏的技术政策界限研究中。由于低渗透储集层存在启动压力梯度，油、水井之间往往存在低速高阻不易流动区，这是影响低渗油田开发效果的主要原因。所以确定低渗油藏的合理井网密度、井排距不能简单套用中高渗透油藏的经济合理井网密度、井排距模式。王端平等（2003）定义了低渗透油藏技术极限井距概念，并根据渗流流量方程和流速方程，结合实验模型和现场资料提出了技术极限井距的计算方法。李忠兴等（2004）以长庆油田某区块为例，从低渗透油藏流体地下渗流机理出发，根据低渗透油田开发地质特征，建立 102个不同的地质模型，并运用数值模拟方法，对合理井排距比进行了研究，得到了确定低渗透油藏合理井排距比理论图版。何贤科（2006）结合启动压力梯度与渗透率的关系，建立了最大注采井距与油藏渗透率的关系。熊敏（2006）基于均质地层等产量一源一汇稳定径向渗流源汇连线中点处的压力，给出了由启动压力梯度计算极限注采井距的公式，并重新推导了定井底流动压力注水和生产与定产量生产和定注水量注水两种情况下计算了低渗透油藏的极限注采井距的公式。万文胜等（2007）根据注水井的吸水能力建立合理井网密度关系式。唐伏平等（2007）根据等产量一源一汇渗流理论，结合启动压力梯度与渗透率的关系建立了低渗透油藏合理注采井距的确定方法，得到不同渗透率和注采压差下合理注采井距理论图版。孙黎娟等（2002）将油层启动压力梯度与油层液体流度关系统计规律应用到实际油藏中。研究了油藏合理注采井距和油藏层间动用状况。谷维成等从低渗透油藏渗流机理和经济效益两方面出发，提出了确定低渗油藏的合理注采井距优化方法。姜瑞忠等（2002）利用谢尔卡乔夫公式、前苏联经验公式以及国内经验公式，对低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系进行了探讨，结果表明对于压裂注采井网，特别是对实施大规模压裂的低渗透油藏注采井网，利用已有经验公式计算水驱采收率或进行经济评价时有一定偏差，有必要建立低渗透油藏压裂注采井网的水驱采收率与井网密度的经验公式。

1.3 井网形式

油田开发方式和合理井网密度确定之后，合理布置注采井网也是一个十分重要的问题。低渗透油藏传导能力差，生产能力低，大多数常规（即无裂缝的）低渗透油田都采用面积注水方式。而对于裂缝型低渗透油田，井网部署，特别是井排方向的部署是关乎注水开发成败的关键问题。

1）复杂断块油田的井网形式[3]：复杂断块油田构造破碎复杂，断层多、断块小、油水关系复杂，没有统一的油水界面。针对复杂断块油藏的地质特点，用三角形井网为好。这是因为：一是三角形井网井排是交错分布的，比较适应不规则的复杂断块油藏，也有利于落实小断层和掌握透镜体砂体的分布；二是复杂断块油田破碎，采用不规则点状面积注水，三角形井网更容易形成比较完整的注采系统，注水波及系数高。复杂断块油藏要取得较好的注水开发效果，井网必须加密到一定程度，吸水指数提高，吸水层数相应增加，才能较强地注水，使注水见效程度提高。“顶密边疏”是复杂断块油藏井网加密调整的主要形式，这是根据断块油藏的地质特点和注水方式确定的。

2）常规低渗透油田井网形式：大多数常规低渗透油田都采用面积注水方式。面积注水方式以油井为中心的井网布置形式有四点法、五点法、七点法、九点法、线状行列方式和蜂窝状系统等，如果以注水井为中心，则称为反几点。按照理论研究分析，油田注水井吸水能力特别高时，应该采用注水强度低的面积井网，如四点法或反九点法；吸水能力特别低时，应该采用注水强度大的面积注水井网，如七点法或九点法；一般情况下，五点法被认为是合理优越的面积注水方式。大量油田实践说明，油田开发初期，采用正方形井网反九点法的面积注水方式确实比较机动灵活，比较优越。其他面积注水井网，如三角形的四点法，注采系统一定之后，基本上再没有调整的余地。对于断块油田或者含油面积小的油田，其开发井网应该根据油藏和含油面积的几何形态进行部署和调整，不一定按照正规井网和注采系统硬套[1]。

3）裂缝型低渗透油田井网形式：我国对裂缝型砂岩油田注水开发井网的研究和实践大体上可分为四个阶段。

第一阶段，沿裂缝自然水线注水阶段；为了研究裂缝型砂岩油田注水的规律，当时曾做过物理模拟实验，证明沿裂缝方向注水，效果最好，沿裂缝注水比垂直与裂缝注水最终采收率要高出63%。

第二阶段，将井排方向与裂缝方向错开 22.5°；为了减缓沿裂缝方向油井过早见水和暴性水淹的矛盾，吉林新立油田首先将井排方向与裂缝方向错开 22.5°。乾安油田以及大庆的朝阳沟油田等都是这种做法。初期效果较好，注水井两边的油井见水时间延长，水淹时间推迟，开发指标较好。但由于不是垂直与裂缝方向驱油，注水井注入的水仍然沿着裂缝方向向生产井排窜进，与相隔两个井位的生产井形成水线，生产井见水后不仅含水率上升速度快，甚至遭到暴性水淹，而且因为每口生产井都有水线，油田开发中后期很难再进行调整和治理。

第三阶段，井排方向与裂缝方向错开45°；这种方式沿裂缝方向井距大，可以延长该方向油井的见水时间。除裂缝方向外，注入水为垂直方向驱油，可以避免生产井暴性水淹。初期开发效果比较好，中后期有利于调整为沿裂缝方向的线状注水方式[4]。刘子良等（2003）在总结认识吉林油区已开发裂缝性低渗透油田采用过的四种注采井网的经验和教训基础上，认为开发初期应采用小排距菱形反九点法面积注水，开发后期调整为线状注水，井排方向与裂缝走向平行。

第四阶段，进一步缩小排距的调整和试验阶段；发展到目前阶段，对“注水井排方向一定要平行裂缝发育方向的观点”，大家已取得共识。新的研究试验显示，人们不再强调“井排方向于裂缝方向呈多少度夹角”问题，而把注意力主要集中在“合理井排距”方面。史成恩等（2002）根据长庆油区特低渗透油田开发实践，按照最佳配置裂缝系统、井网系统、注采系统的原则，数值模拟了正方形反九点、菱形反九点、矩形井网形式开发效果，得到了合理井排距。周锡生等（2003）模拟计算了不同裂缝参数、不同井网形式及不同注水方式组合的多个方案，结合大庆外围油藏河道砂体特征和经济效益评价，对裂缝性低渗透砂岩油藏合理井网进行了深入的研究，提出两排注水井夹两排油井的菱形井网是裂缝性低渗透砂岩油藏的合理井网形式和井网参数，同时给出了裂缝性低渗透砂岩油藏菱形井网合理井距。

2 注采技术政策研究现状

2.1 合理井底流压

确定采油井合理的流动压力界限一直是油藏工程研究的重要课题。众所周知，在井底流动压力大于饱和压力的条件下，随着井底流动压力的降低，油井产油量成正比例增加；当井底流动压力低于饱和压力以后，由于井底附近油层中原油脱气，使油相渗透率降低，随着流动压力的降低，产量增长速度将会减慢。矿场系统试井资料表明：当流动压力降低到一定界限以后，再降低流动压力，油井产量不但不再增加，而且还会减少。这一流压值可以作为采油井合理流动压力的下限值。我们称之为油井的最低允许流动压力。井底压力低于该值以后，由于原油脱气严重，将会影响采油井生产能力的正常发挥[5]。王俊魁等（1999）建立了一种新型的油井流入动态曲线方程，可用于不同流动压力下油井流入动态的计算，从理论上解释了矿场系统试井中流入动态曲线向压力轴偏转并出现最大产量点等实际问题。胥元刚（2005）、李晓良（2007）等考虑启动压力梯度建立了低渗透油藏的产能方程。阮敏（2001）考虑了压敏效应对低渗透油藏产能方程的影响。郝明强（2006）建立了考虑油藏压敏效应的稳态产能预测模型。王厉强（2006）等人从变形介质入手，建立了压力敏感油藏达西渗流的 IPR曲线方程。文华等（2007）综合考虑启动压力梯度和压力敏感效应对油藏渗流的影响，与有效和液相相对流动能力方程相结合，建立了具有最大产量点的低渗透压力敏感油藏直径流入动态方程。

2.2 合理注水强度

注水强度是油藏注水开发的重要参数之一，合理的注水强度有利于提高油藏的开发水平。注水强度除满足地层能量需要外，还应考虑异常压力层的形成和套损的影响。目前，油藏合理注水强度的确定方法主要有：从油藏开发整体注采平衡需要，用数值模拟的方法；利用注水强度与采油速度、注采井距关系方法；从注水井吸水指示曲线分析确定；利用储层岩石的毛管力曲线方法[6]。

2.3 合理注水时机

大量生产实践表明，低渗透油田投产后，如果能量补充不及时，地层压力会大幅度下降，油井产量迅速递减，采油指数严重缩小，年递减率可达25%～45%，采出1%的地质储量地层压力下降3～4MPa。以后即使地层压力上升，油井产量和采油指数也难以恢复。通过近些年的科学实验，初步认识到这就是压敏效应即“流固耦合”作用的结果。从生产实践到理论研究，对低渗透油田要保持初期的生产能力和较好的开发效果，最好不要让地层压力下降，为此应采用早期-先期注水的开发方式[1]。对于复杂断块油藏，由于断块切割和岩性变化使得油层连通性较差，加之大多数断块边水也不活跃，天然能量有限。因此要保持高产稳产，对多数复杂断块来说，必须坚持适时注水并保持地层压力的开采原则[3]。

王端飞等（2003）从水井注水时机、采油井投产时机、注水井最大流动压力、采油井合理流压、超前注水适应条件、超前注水实施要求等六个方面对超前注水技术措施进行了阐述。唐建东等（2007）提出了一种低渗透油藏超前注水合理时机的计算方法，并从理论上进行了验证，研究了低渗透油藏超前注水合理时机与渗透率的关系。王道富等（2007）通过室内实验、渗流理论、数值模拟以及矿场试验研究，建立了低渗透油藏非线性渗流数学模型，提出在超前注水期采用保持合理地层压力水平、注水压力、注水强度和注水时机的开发技术的。

2.4 合理注水压力

采用注水方法控制油田动态变化，研究选择合理的注水压力这是很自然的一件事。但选择什么条件或指标确定合理注水压力却一直没有共同遵守的原则，当然对于合理注水压力的概念也就不可能有统一的认识，定义也不可能一致。归纳起来有下述几种：①在多层合采条件下能使每个层都能同时吸水、每个层都能同时出油的压力为合理注水压力；②基于油层的非均质性，认为使每个层都能同时吸水的要求过于苛求，因此建议将合理注水压力定义为能使绝大多数油层同时吸水的压力为合理注水压力；③合理注水压力必须考虑油田产量指标的完成，定义在注采平衡的前提下能保证油田达到一定采油量时的注水压力为合理注水压力；④一种观点认为合理注水压力必须考虑油田套管的安全。因此定义合理注水压力应小于或等于油层的破裂压力。赵勇胜等（2000）对最后一种合理注水压力定义所考虑的因素是认同的，并定义：在不产生威胁套管安全应力前提下,并能获得最大产液量的注水压力为合理注水压力。梁卫东等（2004）通过实验分析了岩石破裂的影响因素，得出了油藏破裂的压力计算公式，并根据射孔顶界油层特征和注水压力损失状况，确定了合理注水压力公式。周振华等（2005）以无源地震测试结果为基础的拟泊松比法确定的注水压力上限较好地适应新站低渗透油田开发的需要。

2.5 合理注采比

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况，反映产液量、注水量与地层压力之间联系的一个综合性指标，是规划和设计油田注水量的重要依据。合理的注采比是保持合理的地层压力，从而使油田具有旺盛的产液、产油能力，降低无效能耗，并取得较高原油采收率的重要保证。所以，根据油田实际地质特点与开发状况，有的放矢地调节注采比，对地层压力水平进行能动地控制，是实现整个开发注采系统最优化的一个重要方面[7]。钟德康等（2002）根据水驱油理论和注采平衡原理，推导和建立了受多因素调控的注采比预测模型，适用于在裂缝发育程度不同的各油田进行各含水阶段的注采比预测。牛世忠等（2005）应用物质平衡法计算注采比。