低渗油田井网形式及井网参数的优化

2014-03-20王虹雅田永达乔美桦

油气田地面工程 2014年3期

吴英王虹雅邬军田永达乔美桦

低渗油田井网形式及井网参数的优化

吴英1 王虹雅2 邬军3 田永达4 乔美桦5

1中海油田服务股份有限公司油田生产研究院 2长江大学工程技术学院 3吐哈油田公司鲁克沁采油厂4长庆油田分公司采油一厂 5中国石油大学（北京）石油工程学院

低渗透井网系统优化主要根据采油速度、经济效益和井网后期调整的灵活性等方面确定。为确定该低渗油田合理的注采井网，在井网密度相同的情况下，模拟油田按五点井网、反七点井网及菱形反九点井网进行开发，对比分析不同井网对低渗油田开发效果的影响。以西部某低渗油田为例，开展井网优化研究，确定最佳的井网形式和井网密度。在井网密度一定的条件下，采用菱形反九点井网进行开发可获得较高的原油采出程度及采油速度，综合含水率相对较低，并且该井网具有后期调整灵活的优点。

低渗油田；井网优化；井距；井网密度；采油速度；注采比

低渗透油田存在非均质性较强，水驱动用程度不高，采油速度递减，开发难度较大等问题；另低渗油田开发与裂缝密切相关，合理的井网部署是提高低渗透油田开发效果的关键。以西部某低渗油田为例，开展井网优化研究，确定最佳的井网形式和井网密度。

该油田研究区域累计产油量1.683 6×104m3；累计产水量0.803 2×104m3，累计注水量7.289 4× 104m3，原油采出程度0.150 6%。平均月产油量为58.33 m3/d，月采油速度为0.015 7%，综合含水为38.47%，月注采比为4.077，累计注采比为2.520。油田基本参数为：饱和压力9.35 MPa，地层原油密度0.835 g/cm3，原始气油比96.8 t/m3，地层原油黏度1.455 mPa·s，地层原油体积系数1.266，地层原油压缩系数12.1×10-4/MPa，地层水密度0.984 8 g/cm3，地层水体积系数1.001，地层水压缩系数4.83×10-4/MPa。

1 井网形式优化

低渗透井网系统优化主要根据采油速度、最终采出程度、经济效益和井网后期调整的灵活性等方面确定。为确定该低渗油田合理的注采井网，在井网密度相同的情况下，模拟油田按五点井网、反七点井网及菱形反九点井网进行开发，对比分析不同井网对低渗油田开发效果的影响[1]。在井网密度相同的情况下，模拟低渗油田按五点井网、反七点井网和菱形反九点井网进行布井开发，初期注采比设定为1，模拟开发时间为20年，分析各井网开发指标曲线。模拟结果如图1、图2所示。

图1 各井网采出程度变化曲线

图2 各井网原油采出程度—综合含水率关系

由于该低渗油田通常需进行压裂，形成人工裂缝后才具备开采价值，但低渗储层压裂后沿水平主应力方向的渗透率有较大增加，有可能是其他方向渗透率的几倍或十几倍。因此，在低渗油田开发过程中，如果选用菱形井网进行开发，可拉大沿人工裂缝方向的油井与水井之间的距离，缩短垂直于人工裂缝方向的油井与水井之间的距离，延长角井的见水时间，减缓角井水淹速度，使得低渗储层各方向受效相对均匀，从而提高低渗油田开发效果。低渗油田在井网密度一定的条件下，与其他井网相比，采用菱形反九点井网进行开发可获得较高的原油采出程度及采油速度，综合含水率相对较低，并且具有后期调整灵活的优点。角井水淹后可实施转注，使菱形反九点井网变为矩形五点法以实现线状注水。在开发初期应采用菱形反九点法井网，这样可取得较好的经济效益。菱形反九点井网可作为该低渗透油田的推荐井网开发形式。

2 排距井距优化

李道品等通过对我国裂缝性低渗透油田的合理井网形式进行详细研究，指出低渗透油田合理排井距之比应介于1∶3～1∶5之间。

数值模拟研究参数设计为菱形反九点井网，排距为100、125、150和175 m，井距为400、460、520和580m，即形成4种井网：100m×400m、125m× 460 m、150 m×520 m和175 m×580 m。在井网面积一定的条件下，利用数值模拟软件对上述4种排距、井距组合进行模拟分析，模拟结果如图3所示。模拟结果表明：在菱形反九点井网中，当井距为520 m，排距为150 m时，开发20年后采出程度较大，采油速度最快，单井平均累积产油量相对较高，而注采比和综合含水率都相对较低。菱形反九点井网中以井距520 m、排拒150 m较优[2]。

图3 菱形反九点井网不同井距、排距与综合含水率关系

3 采油速度优化

在已有研究的基础上，采用菱形反九点井网，井距为520 m、排距为150 m设计了采油速度为1.5%、2.2%、2.9%的3种方案，分析开发10和20年后累计采油量、采收率、含水率等参数变化，确定最佳采油速度，以达到最佳的开发效果[3]。参数对比如表1所示。

表1 不同采油速度开发参数对比

由统计结果可知，在生产时间相同的情况下，随着采油速度的增加，开发效果越来越好，最终采收率也会提高。但在开发过程中，如果采油速度过高，将导致地层压力快速下降，油井含水率快速上升，致使部分油井过早关井；如果采油速度过低，将会影响整个低渗油田的开发效果。因此，最终选择2.2%的采油速度为油田的合理采油速度。

4 注采比优化

在上述研究的基础上，模拟了注采比为0.8、1.0、1.2的3种开发方案，通过对不同注采条件下各开发参数的对比分析，确定合理的注采比。开发参数对比如表2所示。由表2可以看出，当注采比小于0.8时，地层压力下降较快；当注采比为1.2时，地层压力可以一直维持在较高的水平，但不能有效地发挥油田的天然能量，含水率上升较快，在开发后期含水率较高；注采比为1.0时，注水开发效果较好。