稠油油藏注水开发合理井网井距研究

2014-08-10鲁洪江黄召庭

石油化工应用 2014年1期

江南，鲁洪江，张浩，黄召庭

（1.成都理工大学能源学院，四川成都 610059；2.中石油塔里木油田勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000）

井网的方式及井距的大小直接影响油田采收率的高低、投资规模的大小和经济效益的好坏，因此论证井网井距是油田开发方案设计中一个极其重要的环节。如何用最少的井最大限度地提高采收率并获得最佳的经济效益至关重要[1]。目前国内外大都采用数值模拟的方法计算稠油油藏合理的布井方式及井距[2-3]。

本文通过采收率与井网密度的关系确定了合理的井网密度，通过计算得经济极限井距的范围，然后通过数值模拟的方法较精确地计算了研究区合理的井网井距，为该油田的开发提供了科学的理论依据。

1 油藏基本地质特征

区块俯瞰呈三角形，两边为断层边界，一边存在边水，储层向东南方向下倾，倾角5.8°，含油面积2.8 km2。层内存在夹层，把油藏分为P1、P2 两个主力油层。原油地质储量为943.983 8×104m3[4]。

储层以岩屑、长石质岩屑砂岩为主，成分成熟度和结构成熟度均较低。P1 层的孔隙度平均值27.23 %，渗透率平均值1 044.86×10-3mD；P2 层的孔隙度主平均值26.42 %，渗透率平均值647.8×10-3mD。两个砂层都属于中高孔，高渗储层。温度梯度为0.021 4～0.039 7 ℃/m，地层温度48.9 ℃；压力梯度为1.13 MPa/100m，地层压力15.4 MPa，为正常温压系统。地层温度下的含气原油粘度156 mPa·s，地面脱气原油粘度2 100 mPa·s，凝固点3.4～5.4 ℃，初馏点154～191 ℃。原油性质（见表1）。

表1 地面脱气原油性质Table1 the ground degassed crude properties

2 合理井网井距的选择

2.1 井网密度的论证

该油藏即将进行全面开发阶段。为了使油田开发有较高的经济效益，必须选择合理井网密度。合理井网密度是在现有开发条件下，达到储量损失最小，开发速度较高，稳产期较长和经济上允许的最高采收率时的井网密度。其“合理”是相对某一特定条件而言，当其条件改变时，有可能失去原有的平衡而成为“不合理”。因此，在不同条件、不同时期，合理井网密度有不同的数值[5]。

2.1.1 采收率与井网密度的关系 1982 年前苏联全苏石油研究院根据乌拉尔地区130 个油田的实际资料，将流动系数（kh/μ）划分为5 个区间，分别回归出5个类别油藏原油最终采收率与井网密度的关系式。A区块油藏用面积加权方法，求出平均有效渗透率为966.3 mD。原油地层条件下粘度为156 mPa·s。根据流度的定义计算该油藏的流度为8.19 mD/mPa·s。按照北京勘探开发研究院根据流动系数将油田划分的五种油藏类别，Ⅴ类油田流度标准为：5～30 mD/mPa·s，该油藏应该属于Ⅴ类油藏。该类油藏井网密度与采收率关系表达式[6]：

式中：ER-原油最终采收率，小数；S-井网密度，平方千米/井。

根据统计全国类似的6 个稠油油藏的标定采收率（见表2），计算出稠油的水驱采收率为26.40 %，将所得结果带入上式中，由此得到井网密度为9.32 口/平方千米，由于全区含油面积2.8 km2，计算得区块共布油井26 口。

表2 我国部分稠油油藏注水开发指标[7]Table2 Some indexes of China＇s water flooding development heavy oil reservoir

2.1.2 经济极限井网密度选择计算参数如下：单井钻井投资ID=360～420 万元，单井地面建设投资IB=90～100 万元，投资贷款利率R=0.1，油田开发评价年限T=30 年，油井系数β=1.333，采油时率τo=0.85，原油商品率do=0.97，原油销售价格Po=1 500～3 600 元/吨，生产每吨原油成本O=300～800 元，油田综合递减率Dc=0.05，油田开发评价年限内的采出程度Wi=0.7，原油采收率ER=0.3，动用含油面积A0=2.8 km2，动用地质储量N=943.98×104t[8]。

现根据计算式，对以上几项开发指标经济极限计算（见表3）。从表中看出，区块油藏开发条件很好，在高投资（单井钻井成本420 万元，单井建设投资100 万元）、高费用（原油成本1 100 元/吨）和低油价（1 500 元/吨）的条件下，开发程度较低，要求经济极限的井网密度为11.579 口/平方千米，井距经济极限为293.87 m，控制程度太低，无法进行有效地注水开发。仅仅降低投资费用而不提高原油销售价格，或者仅仅提高原油销售价格而不降低投资费用，情况虽有所改善，但油藏开发效果和投资经济效益仍然很差。只能既降低钻井、建设投资和原油成本，又提高原油销售价格，才能使该油田有效地投入注水开发，取得较好的开发效果，获得较好的经济效益。通过经济极限开发指标确认井距范围在140～240 m，能取得较好的经济效果。

表3 经济极限开发指标计算表Table3 the economic limit calculation of development index table

2.2 合理井距的优化

根据2.1.2 节计算出的井距经济极限为293 m，这种方案对油藏的控制程度太低，无法进行有效地注水开发。参考同类稠油油藏，可知开发井距在140～220 m。本文在正五点井网注采比为1 的基础上分别以井距为140 m、180 m、200 m 和220 m 作为研究对象，通过数值模拟计算了四种井距情况下的采收率（见图1、表4）。从表4 可以得出，正五点法时最优井距为220 m，此时水驱采收率为29.56 %。

图1 不同井距下采出程度变化曲线Fig.1 the recovery extent curve under different well spacing

表4 不同井距对采收率的影响Table4 different well spacing effects on recovery rate

2.3 合理井网的论证

一个油藏需要一定数量的油井进行开发才能带来经济效益。若干油井在油藏上的排列或者分布即形成了开发井网。基于之前的计算，在井网密度为9.46 口/平方千米，注采比为1 的基础上对区块进行：（1）正四点法；（2）正五点法；（3）正七点法；（4）正九点法；（5）反4点法；（6）反5 点法六种井网方式的数值模拟，其结果（见表4）。六种井网下的采收率对比图（见图2）。