白豹油田低渗透油藏井网优化与调整研究

曹郅钰，张 浩

(西北大学地质学系/大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069)



白豹油田低渗透油藏井网优化与调整研究

曹郅钰，张 浩

(西北大学地质学系/大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069)

近几年来，每年国内的探明总储量中低渗透油田大约占70%以上；而低渗透油藏储量中未动用的部分约占60%以上。要提高我国的油田原油生产能力，主要途径就是开发低渗透油田，而井网及其适应性研究已成为低渗透油田开发创效益的重中之重[1]。白豹油田长3、长4+5、长6等均为低孔低渗-超低孔超低渗油藏，储层物性差且发育裂缝，这就很大程度地扩大了渗透率的方向性。所以，注采井排在布设时应平行裂缝走向，使注采驱油方向延垂直裂缝走向，可以极大地使基质孔隙的波及体积提高[2-3]。这一点白豹油田做得很好，开发初期采用菱形反九点面积注采井网，注水、采油井排基本与最大主应力方向(微裂缝走向)平行，虽然如此，白豹油田实际开发中仍然存在较多的问题，通过综合经济分析法对白豹油田水驱开发区块的合理井网密度进行再一次研究，为下步井网调整提供理论依据。

低渗透；井网加密；裂缝；经济效益

井网调整是油田开发中最大的调整措施之一，它不仅对增加水驱波及体积，提高最终采收率、减缓产量递减发挥重要作用，而且由于需要投入大量的资金，从而对整个油田开发的经济效益产生重大影响。目前所开采的低渗透油藏中现井网所存在问题：(1)油井井点多，水井井点少，注水井负担重；(2)注采井距大，油井见效缓慢，采油速度低；(3)注采单元主向角井处在微裂缝水线上，已发生裂缝性注入水窜流；(1)局部水驱储量有损失；(5)油层边角部位储量控制程度低，水驱控制程度低。

1 试验区选取

选取白豹油田为研究区。该区三叠系延长组长6，总体为一平缓的西倾单斜，局部形成起伏较小，轴向近东西或东北向的鼻状隆起。含油层位长631、长632、长633，有效厚度28.2 m，孔隙度11.61%，渗透率0.54×10-3μm2，原始地层压力16.7 MPa，饱和压力12.08 MPa。探明面积18.8 km2，探明石油地质储量1 238.44×104t，目前标定可采储量222.92×104t，采收率18%。该区块投产后按菱形反九点法井网(井距540 m，排距120 m)大规模滚动建产(图1)。

该区块微裂缝发育，注入水容易沿天然微裂缝窜流，油层见水方向性强，局部井点含水上升快，造成油层过早水淹。

2 井网设计与部署

该区块目前油井开井160口，井口日产液水平363 t，井口日产油水平279 t，综合含水23.1%，平均动液面1 625 m，水井开井59口，日注水1 636 m3，平均单井日注28 m3，月注采比3.2，累计注采比2.26。地质储量采油速度0.82%，采出程度2.15%。

图1 区块含油面积叠加图

2.1 井网调整思路

(1)采用小井距、高注采井数比，对低渗透油藏进行强化开采

由于低渗透油藏具有砂体平面连续性差、油井产能低、开采难度大等特点，因而必须采用强化的注采井网系统，缩小井距，增大油井受效面积，增加注水强度，扩大水驱控制程度，提高采油速度[4]。

(2)沿裂缝注水拉水线，向两侧驱油提高注水波及系数

根据国内外最新研究成果，对于裂缝性低渗透油田或压裂投产的低渗透油田，其最佳井网形式为线状面积注水，即沿裂缝注水，向两侧驱油，可以大大地提高注水波及系数，改善油田注水开发效果[5-6]。

(3)通过原注采单元主向角井转注，实现菱形反九点注采井网向线状面积注采井网的转变；

(4)通过采油井排上的注水井转采，完善采油井排；

(5)通过注水井排的局部加密，完善注水井排；

(6)通过油层边角部位局部的完善注采井部署，进一步提高储量控制程度和水驱控制程度。

2.2 井网部署

根据调整思路，(图2)对该区块现井网进行改造，部署完善采油井26口，完善注水井25口，油井转注61口，水井转采5口。调整后形成直线排状注采井网，总井数273口，其中采油井130口，注水井143口，注采井数比1：0.91，能够满足强化开采需求。

图2 区块直线排状注采井网部署图

3 方案对比及优化

3.1 采收率及井网指标预测

根据前苏联学者B.H谢尔卡乔夫油田最终采收率随井网密度变化的关系进行最终采收率预测[8]，总井数273口，计算井网密度14.52 well/km2，最终采收率21.46%，比现井网提高3.46个百分点；可采储量265.71×104t，井网调整净增可采储量42.79×104t，加密井平均单井净增可采储量0.84×104t。其他井网指标详见(表1)，显然调整井网各项指标均优于原井网。

表1 区块井网指标对比表

3.2 开发指标预测

根据该区块新井投产建产能情况，确定新井产量为4.6 t/d；考虑井网调整注水井工作量大及实际采油井注水见效情况，确定该区块油井见效后平均单井净增油0.5～1.0 t，从而确定调整后第一年产油为13.15×104t，第二年年产油为14.78×104t。

根据本项目研究长6油藏含水上升规律确定区块历年的综合含水，根据无因次采液指数变化规律确定相应的年产液量，根据合理注采比确定相应的注采比，根据地层压力变化规律确定确定相应的地层压力，预测结果见(表2)。

预测结果表明，区块井网调整后，虽然采油井数减少了，但由于注采单元内注采井数比增大，由1：8变成1：0.91，采液速度将增加，油井受效方向增多，且各受效方向水驱均衡，有效地避免了主向注入水单向突进，地层压力稳步上升，建立起来了有效驱替系统，采油井全面见效，产能反而增加，可以在采液速度1.0%以上稳产五年。

4 经济评价

4.1 投资概算

根据井网调整，区块共部署完善采油井26口，完善注水井25口，油井转注61口，水井转采5口，即新井51口，井别变换66口。参考相关行业标准，区块新建1口新井综合投资450×104元，平均单井年管理费用60×104元，井别变换1口井投资100×104元，吨油成本420元/t，计算区块井网调整总投资2.955 0×108元。

4.2 经济效益综合评价

采用俞启泰教授提出综合经济分析法对调整井网经济指标进行计算(图3)，在原油价格高于29$/bbl的投资环境下，调整井网实施后均能产生很好的经济效益。在40$/bbl的投资环境下实施，投入产出比5.29，按10年评价期采出可采储量80%计算，平均年利润1.25×108元；在高油价80$/bbl的投资环境下实施，投入产出比高达13.24，按10 a评价期采出可采储量80%计算，平均年利润高达3.13×108元。

表2 井区井网调整前后开发指标预测表

图3 井网调整经济效益分析图

5 结语

(1)井排方向与裂缝方向一致，有利于扩大水驱波及系数。

(2)采用大井距菱形反九点注采井网，有利于油层改造和后期调整。

(3)注采井排小，有利于建立有效的注采驱替系统。

(4)油井井点多，水井井点少，注水井负担重。

(5)采用综合经济分析法对调整井网经济指标进行计算，调整井网实施后均能产生很好的经济效益。

[1]黄炳光，等.实用油藏工程与动态分析方法[M].北京：石油工业出版社.1997．11.

[2]李生,李霞,曾志林,等.低渗透油藏垂直裂缝井产能评价[J].大庆石油地质与开发.2005.1.

[3]张学文，方宏.长庆低渗透油田开发注采井网系统设计探讨[J].石油勘探与开发.2000,27(3),57-59.

[4]李松泉，唐曾雄.低渗透油田开发的合理井网[J].石油学报.1998,19(3),52-55. 29.

[5]钟显彪，许为.低渗透油田注采井网适应性技术研究[J].低渗透油气田.1999,4(2),35-39.

[6]周锡生,李艳华,徐启.低渗透油藏井网合理加密方式研究[J].大庆石油地质与开发.2000(5).

[7]李传亮.油藏工程原理[M].北京:石油工业出版社.2005.

[8]张凤莲,于洪志.确定低渗透油藏合理井网密度和极限井网密度的方法[J].大庆石油地质与开发.2008,2-6.

Low permeability reservoirs of Baibao oilfield well pattern optimization and adjustment research

CAO Zhi-yu，ZHANG Hao

(Department of geology, northwest university/State Key Laboratory of Continental Dynamics，Xi’an 710069,China)

In recent years, the annual domestic proven that low permeable oil fields more than about 70% in total reserves. However the unused part of the reserves of low permeability reservoir accounted for more than 60%. To improve oilfield crude oil production capacity in China, the main way is to develop low permeability oilfield, so the well pattern and its adaptability has become a top priority to benefit from low permeability oil field[1]. Baibao oilfield 3, long 4 + 5,long and 6 long are of low porosity, low permeability reservoir have a poor reservoir property and development of cracks, it will greatly increase the directionality of the permeability. So, injector-producer rows should parallel fracture trend, Make the injection-production displacement direction vertical fracture trend, can greatly increase the volume of matrix pore[2-3]. This Baibao oilfield well done, In the early development using diamond area of injection-production well spacing at nine point , water injection, production line of basic (micro fracture trend) and the maximum principal stress direction is parallel. Nonetheless, Baibao oilfield still exist many problems in the actual development. Dialogue based on the comprehensive economic analysis of leopard of oilfield water flooding development block reasonable well spacing density are studied again, provide theoretical basis for the next step well pattern adjustment.

Low permeability；Well network encryption；Fracture；Economic benefits

2016-10-12

曹郅钰(1991-)，男，陕西榆林人，在读硕士研究生，主攻方向：岩石学、矿物学和矿床学。

TE32+4

A

1004-1184(2017)02-0197-03