克拉玛依油田中低渗砾岩油藏合理井距评价方法

杨新平，张利锋，杨作明，罗官幸，阳　旭，汪　洋

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

克拉玛依油田中低渗砾岩油藏合理井距评价方法

杨新平，张利锋，杨作明，罗官幸，阳旭，汪洋

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

综合运用数理统计、油藏工程、特征模型正交试验等多种方法，确定了克拉玛依油田中低渗砾岩油藏合理井距的4个主控因素，分别为砂体形态系数、渗透率变异系数、渗透率和水驱油效率。通过对主控因素不同开发阶段多因素敏感性分析，找出了各主控因素的权重变化规律，并建立了中低渗砾岩油藏合理井距分阶段评价数学模型。将模型应用于已开发调整区块的井距适应性评价，验证了模型的准确性，可以为中低渗砾岩油藏合理井距评价及开发调整提供依据。

克拉玛依油田；中低渗透率；砾岩油藏；合理井距；主控因素

克拉玛依油田砾岩油藏储量丰富，中、低渗砾岩油藏作为主力油藏，其储量占比达到68%，但经过长期开发，井距的适应性逐渐变差。为提高砾岩油藏开发效果，亟需对油藏的井距适应性进行分析，以确定适应当前油藏开发现状的合理井距。合理井距评价的关键在于找到影响井距适应性的主控因素，研究各因素在不同开发阶段对合理井距影响权重及其变化规律，进而建立数学模型和图版对合理井距进行定量描述。

1　合理井距主控因素分析

合理井距，指在目前开发方式下符合油藏地质特征及开发规律，达到高效开发的井间距离。反映油藏开发效果有多个指标，而采收率指标能够直观地体现油藏开发效果。为了建立不同储集层物性参数和不同开发阶段合理井距评价体系，首先对储集层物性参数、原油性质等因素对采收率的影响程度进行深入分析，进而确定合理井距主控因素，建立砾岩油藏多因素合理井距数学模型［1-2］。

1.1构建油藏特征模型

采用克拉玛依油田砾岩油藏分类方法，将渗透率、渗透率变异系数、连通率、储量丰度等参数作为构建油藏特征模型的主要地质因素［3］。

油藏特征模型以井组为研究单元，反映不同储集层物性条件下的开发特征。以克拉玛依油田八区克拉玛依组低渗砾岩油藏（平均渗透率10.2 mD，平均孔隙度14.5%）和百21井区百口泉组中渗砾岩油藏（平均渗透率71.2 mD，平均孔隙度12.2%）为例，依据八区克拉玛依组油层跨度小和平面非均质性强的特点，建立了特征模型；依据百21井区百口泉组油层纵向跨度大，储集层物性差异大，采用3套井网开发，选择典型井组构建了特征模型。

1.2正交试验分析

鉴于油藏实际开发效果存在不确定性和人为因素的影响，需要通过油藏特征模型对影响因素进行敏感性与影响程度分析，确定合理井距的主控因素。以采收率为评价合理井距的参考指标，采用正交试验得到的采收率极差大小作为判别影响程度的依据。

针对百21井区百口泉组中渗砾岩油藏和八区克拉玛依组低渗砾岩油藏，选取砂体形态系数、渗透率、变异系数、有效厚度、孔隙度、井距、油水黏度比、水驱油效率和启动压力梯度9个因素，分别设计了5个水平的正交试验。通过敏感性排序可以看出，中渗砾岩油藏主控因素主要为水驱油效率、油水黏度比、渗透率变异系数和砂体形态系数；低渗砾岩油藏主控因素主要为水驱油效率、砂体形态系数、井距和渗透率变异系数（表1）。

表1　中渗和低渗砾岩油藏影响因素敏感性分析

1.3确定合理井距主控因素

采用采收率经验公式、理论公式、动态分析和特征模型正交试验4种方法对影响井距的主控因素进行了分析（表2），其中渗透率变异系数、层间突进系数主要表征储集层非均质性；砂体形态系数、油层连通率、有效厚度反映砂体发育特征；水驱油效率表征水驱渗流机理；渗透率表征储集层渗流能力；井网密度、井网形式表征井网井距特征；油水黏度比表征储集层流体性质。

由表2可以看出，由于中低渗砾岩油藏原油黏度变化范围较小，对合理井距影响程度小，为非主要影响因素，同时除去井距参数，则合理井距的主控因素确定为：砂体形态系数、渗透率变异系数、渗透率和水驱油效率。

表2　井距影响程度分析结果

2　合理井距评价

2.1井距对开发效果的影响

以克拉玛依油田百21井区百口泉组中渗砾岩油藏特征模型为例，部署500 m，450 m，400 m，350 m，300 m5个反九点面积注水井网，结合克拉玛依砾岩（稀油）油藏开发水平分类划分标准，进行开发效果综合评价：一类最好，二类次之，三类最差（图1）。

图1　百21井区百口泉组中渗砾岩油藏特征模型评价结果

从不同含水阶段评价结果可以看出：在低含水开发阶段（含水率小于20%），开发效果主要取决于储集层自身，井距对开发效果影响不大（图1a）；随着注水开发的深入，油藏进入中含水期（含水率为20%～60%），大井距井网的开发效果变差（图1b）；到高含水阶段（含水率大于60%），不同井距井网开发效果开始出现明显分化，小井距井网的开发效果明显优于大井距井网（图1c）。综合油藏不同开发阶段的开发效果，表明油藏含水率越高，井距对开发效果影响越明显（图1d）。

2.2主控因素权重分析

采用正交设计，针对中渗砾岩油藏合理井距的4个主控因素，选取4个水平，井距分别取500 m，450m，400 m，350 m，300 m，250 m，200 m，150 m，设计了128个方案。通过对采油速度、体积波及系数、含水上升率3个开发指标以及整体开发水平的评价，优选出不同储集层物性在不同含水阶段的合理井距（表3）。

采用正交设计，针对低渗砾岩油藏合理井距的4个主控因素，选取4个水平，井距分别取350 m，300 m，250 m，200 m，175 m，150 m，125 m，设计了112个方案。通过对采油速度、体积波及系数、含水上升率开发指标以及整体开发水平的评价，优选出不同储集层物性在不同含水阶段的合理井距（表4）。

为剖析主控因素对井距的影响程度，采用灰色关联分析和模糊数学评判方法［4-7］，计算出合理井距与主控因素的关联度及权重（表5）［8］。

由表5可以看出，不同含水阶段各主控因素的权重是变化的［9］。对于中渗砾岩油藏，低含水阶段砂体形态系数影响程度较大；中高含水阶段渗透率变异系数影响较大。从低含水阶段到高含水阶段，砂体形态系数与渗透率的权重不断降低，渗透率变异系数的权重不断增大，水驱油效率的权重基本保持不变。

表3　中渗砾岩油藏不同储集层条件不同含水阶段合理井距

表4　低渗砾岩油藏不同储集层条件不同含水阶段合理井距

表5　中、低渗砾岩油藏不同含水阶段主控因素关联度与权重

2.3合理井距数学模型

2.3.1模型建立

假设合理井距与影响因素的数学表达式为

（1）井距与砂体形态系数关系根据生产实践分析，前期井网的储量控制程度应在75%～85%；调整井网和一次到位井网，储量控制应达到85%～90%.因此合理的井距首先应能满足储量控制程度的要求［10］。

根据克拉玛依油田储量控制程度与井距的统计关系式：

将（2）式进行泰勒展开，有

由于Nc取0.75～0.90，0.000 153dCs的取值范围为0.10～0.25，数值很小，因此（3）式中的二次及以上c项可以忽略不计，则（3）式化简为

故合理井距与砂体形态系数的合理函数形式为

（2）井距与渗透率关系随着渗透率的增大，其对采收率的影响程度越来越小。鉴于渗透率与采收率为非线性关系，渗透率与采收率的函数关系可采用自然对数（lnK）形式。通常情况下，油藏渗透率越高，合理井距越大。

（3）井距与渗透率变异系数关系一般情况下，储集层非均质性强时，砾岩油藏有别于砂岩油藏的一大特征是，井距越小，井组单元所控制的储集层物性参数越接近。因此非均质性越强，合理井距越小，即

（6）式中采用了平面渗透率变异系数（Vk）与层间渗透率突进系数（Tk），分别描述平面非均质性和层间非均质性。为了方便现场应用，需减少主控因素的数量，于是在保持影响程度不变的条件下，对（6）式进行简化。令

（4）井距与驱油效率关系由采收率公式的定义可知：

即采收率与驱油效率呈线性关系，驱油效率越高，采收率越高，在达到相同采收率的情况下，驱油效率越高，可采用的井距越大。

综上所述，合理井距与主控因素砂体形态系数、渗透率、综合渗透率变异系数和驱油效率的函数表达式为

利用特征模型合理井距评价结果进行数据回归［11-15］，得到合理井距表达式中待定系数a1，a2，a3和a4，最终得到中渗砾岩油藏合理井距与主控因素的函数关系式：

同理，得到低渗砾岩油藏合理井距与主控因素的函数关系式：

2.3.2模型验证

采用百21井区克拉玛依组低渗砾岩油藏和一中区克拉玛依组中渗砾岩油藏数据，利用（12）式和（13）式计算了不同开发阶段理论井距，与实际井距对比结果基本相符（表6），表明合理井距表达式适用性较好。

表6　理论计算井距与实际井距对比

3　合理井距图版

统计油藏的砂体形态系数、渗透率、渗透率变异系数、水驱油效率等合理井网井距主控因素，并绘制成图版（图2，图3），即可方便地查出不同开发阶段的合理井距，从而为制定下一步井网调整措施提供依据。

图2　百21井区百口泉组油藏低含水阶段合理井距图版

4　结论

图3　百21井区百口泉组油藏中含水阶段合理井距图版

（1）应用数理统计、油藏工程方法和正交试验，结合克拉玛依油田中低渗砾岩油藏地质特征，筛选出合理井距主控因素为砂体形态系数、渗透率变异系数、渗透率和水驱油效率。

（2）利用特征模型正交试验分析不同开发阶段主控因素的影响权重，分析其与合理井距的函数关系，建立了中低渗砾岩油藏分阶段合理井距计算模型，绘制了多因素合理井距图版。

（3）建立了中低渗砾岩油藏合理井距评价方法，采用该评价体系对典型区块进行合理井距评价，结果与油藏生产实际井距基本相符，证明该方法切实有效，并具备推广应用前景。

符号注释

a——待定系数；

Cs——砂体形态系数（砂体的周长比上砂体的面积）；

d——井距，m；

ER——采收率，f；

ED——驱油效率，f；

Ev——体积波及系数，f；

fw——含水率，%；

K——空气渗透率，mD；

m——常数，m=0.16；

Nc——储量控制程度，f；

n1——空间维数，n1=3；

n——常数，n=4；

R——地质储量采出程度，f；

Tk——渗透率突进系数；

Vk——渗透率变异系数。

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Method for Reasonable Well Spacing Evaluation of Medium⁃Low Permeability Conglomerate Reservoirs in Karamay Oilfield

YANG Xinping，ZHANG Lifeng，YANG Zuoming，LUO Guanxing，YANG Xu，WANG Yang
（Research Institute of Exploration and Development，XinjiangOilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

Four main controllingfactors of the reasonable well spacingfor medium⁃low permeability conglomerate reservoirs in Karamay oil⁃field are determined by means of mathematical statistics，reservoir engineering and characteristic model orthogonal experiment，etc.They are sand⁃body morphology，permeability variable coefficient，permeability and oil displacement efficiency.The weight variation regulation of these main controlling factors are found by multi⁃factor sensitivity analysis in different stages，and then the staging evaluation mathemat⁃ic models for reasonable well spacing of medium⁃low permeability conglomerate reservoirs are developed.The case study verifies the accu⁃racy of these models，which can provide basis for scientific evaluation of such a reasonable well spacing and further development adjust⁃ment in the future.

Karamay oilfield；medium⁃low permeability；conglomerate reservoir；reasonable well spacing；main controllingfactor

TE348

A

1001-3873（2015）06-738-05

10.7657/XJPG20150619

2015-07-24

2015-10-22

杨新平（1971-），男，新疆克拉玛依人，高级工程师，油气田开发，（Tel）0990-6879120（E-mail）yxinping@petrochina.com.cn.