萨中开发区高台子油层井网井距优化

朱博敏

(大庆油田有限责任公司 第六采油厂，黑龙江 大庆 163000)

萨中开发区高台子油层井网井距优化

朱博敏

(大庆油田有限责任公司 第六采油厂，黑龙江 大庆 163000)

萨中开发区高台子油层初期采用300 m反九点法面积注水井网，开发到中后期，注采关系复杂、注采井距过大、储量动用不充分以及剩余油富集严重等矛盾日益突出，有必要开展注采井网的优化研究。结合高台子油层的实际生产资料，基于注采强度、采油速度以及水驱控制程度对大庆油田常见的3种面积注水井网进行研究。从工程技术和经济两个方面对研究区不同井网的技术经济极限井距进行了论证，在此基础上，提出了4种适用于高含水期油田确定极限井距的计算方法。得出了一整套确定合理井网井距的方法，可推广应用于其他地质条件类似的油田，研究成果对于中高含水期油田注采系统调整具有一定的指导意义和应用价值。

高含水期； 注采系统； 井网调整； 井距界限； 开发矛盾

经过30多年的注水开发，高台子油层已经进入高含水阶段，注采矛盾日益突出，油田整体开发效果变差。因此，在油田开发进行到一定阶段后，需要对层系井网进行合理的调整与重组，以便取得更好的开发效果和经济效益[1-3]。

要实现层系井网的调整，首先必须开展井网型式和合理注采井距的研究。大庆油田在长期生产实践中发现，适当地提高注采井数比，增加井网密度，可以有效改变地层流体渗流方向，提高水驱储量动用程度，增加油井的多向受效率，从而最终提高注水波及系数与水驱采收率[4-6]。近年来，国外学者对这方面的研究较多。R.S.Gurbanov等[7]通过对不同井网的地层流体渗流规律进行研究，找到了一种确定油气田合理井网井距的新方法。Z.Wen等[8]通过对油田实际生产资料的分析，深入研究了井网密度对最终采收率的影响。T.L.Gould等[9]和S.A.Mathias等[10]对二次井网加密的增产因素进行了系统的研究。20世纪80年代以来，针对这方面的课题，国内学者也做了大量研究工作[11-13]。陈元千[14]率先研究了不同布井方式下计算合理井网密度的方法，指出井网密度不仅取决于井距，而且还与井网型式密切相关。周婧[15]、贾晓飞等[16]分别应用理论计算和数值模拟等方法来研究合理井网井距。杜晓康等[17]、杨新平等[18]在前人基础上进一步研究了井网密度对见水波及系数以及采收率的影响。近年来，随着井网加密调整措施在各大油田的广泛实施，井网井距优化研究不断向纵深发展[19-21]。

本文以中区东部高台子油层为例，系统分析了3种常见面积注水井网的注水特点，介绍了确定合理井网型式和计算合理注采井距的方法，并成功应用于中区东部高台子油层的层系井网调整。

1 研究区概况

萨中开发区为背斜构造砂岩油藏，具有统一的压力系统和油水接触面，边、底水不活跃。高台子油层位于萨中开发区的最下部，共有92个沉积单元，4个油层组。平均孔隙度为27.5%，平均渗透率为313×10-3μm2，总体上储层物性较好，属于中高孔中高渗储层。全区含油面积为5.82 km2，地质储量为3 657.19×104t。初期采用3套井网进行开发，分别为GⅠ、GⅡ组油层井网、GⅢ组油层井网以及GⅣ组油层井网。原方案中的3套井网均采用了300 m×300 m反九点法面积井网。截止到2012年井网调整前，全区平均日产液32.66 t，日产油5.89 t，综合含水率90.67%。

2 合理井网部署研究

目前，大庆油田主要采用面积注水方式，包括反九点法井网、五点法井网以及四点法井网。根据高台子油层的特性，基于注采强度、水驱控制程度以及采油速度来确定合理的井网型式。

2.1 注采强度

在平面中心放置一口采油井，在油井的周围以一定规则放置几口注水井，组成一个单元面积注采井网，井网单元内的总井数决定井网的型式。大庆油田在生产实践中，常用注采强度来衡量井网的强化程度[22-23]。注采强度可用于评价油层相对均质、砂体分布连续性较好的油藏的注采能力。

φ=Bηo

(1)

根据调整前300 m反九点法井网的相关数据计算在不同井网系统下的注采强度，结果如表1所示。

表1 高台子油层不同井网系统的注采强度

由表1可知，在相同的井距下，五点法井网的注采强度大于四点法和反九点法，说明在相同井距下，五点法井网的注水能力和采油能力更强，油井受效充分，水驱控制程度高。

2.2 水驱控制程度

水驱控制程度与井网型式密切相关，不同的井网型式在相同的情况下对应不同的水驱控制程度。北京勘探开发研究院通过对大量油田资料的统计分析，回归出不同井网下水驱控制程度的表达式(见式(2))[24]。该公式考虑因素全面，可用于确定不同井网井距下油藏的水驱控制程度。

(2)

式(2)表明，井网水驱控制程度主要取决于井网型式、井距、砂体分布面积。高台子油层井网加密前的平均水驱控制程度为82.9%，拟合参数aCo=694.62。根据实际生产资料，计算高台子油层不同井网下的水驱控制程度，结果如图1所示。

图1 高台子油层不同井网系统的水驱控制程度

由图1可知，在一定井距范围内(井距大于100 m)，当井距相同时，五点法注水系统的井网水驱控制程度最高，四点法次之，反九点法最低。因此，从提高水驱控制程度的角度出发，可考虑将反九点法井网调整为五点法井网。

2.3 采油速度

注采强度与水驱控制程度直接影响采油速度。在注采平衡条件下，采油速度与各影响参数之间的关系式如下[25]：

(3)

从式(3)可以看出，相同的油层区块，在相同的注水开发条件下，井网单元的采油速度主要取决于井网系统的注采强度ηoM。根据高台子油层的相关统计资料，计算井网加密前不同井网系统下单元井网的采油速度。

表2为高台子油层不同井网系统下的采油速度。由表2可知，在含水率、注水强度都相同的条件下，五点法井网的采油速度最高。

表2 高台子油层不同井网系统的采油速度

综合以上开发指标可知，五点法井网的注采强度、水驱控制程度以及采油速度均高于其他井网。调整前高台子油层随着开发时间的延长，开发效果逐渐变差，特别是GⅢ、GⅣ井网层间矛盾突出、砂体控制程度低，薄差油层的渗流阻力相对较大。随着开发时间的推移，采油速度下降明显，因此需要进行强化开采，而五点法井网的注采强度、水驱控制程度以及采油速度相对更高，可以满足油田强化开采的需求，因此可以优先考虑将GⅢ、GⅣ反九点法井网转换成为五点法井网。

3 技术极限井距研究

合理的井距对于一般中高渗透油田开发来说是一个重大原则问题。本文根据井网适应性论证的研究结果，结合中区东部高台子油层实际情况进行具体分析，最终确定高台子油层的合理井网井距。

通过对井网适应性的论证，根据不同油层的物性及砂体分布将高台子油层分为3个层系：GⅠ、GⅡ1—GⅡ26、GⅡ27及以下。其中GⅠ和GⅡ1—GⅡ26仍然采用反九点法井网，GⅡ27及以下采用五点法井网。分别对这3个层系的技术极限井距和经济极限井距进行研究。

3.1 采油速度法

在井网系统和砂体分布面积相同的情况下，不同的井距对应不同的采油速度。因此，可以通过约定某一采油速度来确定合理的井距范围，计算公式如下[26]：

(4)

根据高台子油层的实际情况，计算不同采油速度下的合理井网密度，结果见图2。

图2 注采井距与采油速度的关系

从图2可以看出，对于GⅠ、GⅡ1—GⅡ26井网，若要达到1%～2%的采油速度，则井距范围应为183～300 m。对于GⅡ27及以下井网而言，若要得到较高的采油速度(大于或等于1%)，则需要进行井网加密，井距最高可为172.07 m；如国民经济发展需要产更多的油，经济形势也比较有利，那就需要进一步缩小井距，则井距最低可达99.34 m左右，可将采油速度提高到3%左右。若要再提高采油速度，井网过密，钻井过多，生产成本迅速上升，可能在经济上不够合理。

3.2 井网密度法

通过大量生产实践及研究分析，发现油田井网密度与采收率之间存在密切联系，即油田采收率随井网密度增加而增加，在油田开发过程中可以通过增加井网密度来提高采收率。谢尔卡乔夫公式明确了井网井距与采收率之间的关系：

ER=EDe-a/S

(5)

根据国内油田的统计资料，依据流度的不同将国内油田划分为5种类型，分别统计了不同类型油田的井网密度和对应的采收率，并运用谢尔卡乔夫公式得到了采收率与井网密度之间的回归方程，结果见表3。回归方程具有普适性和代表性，其结果对于油田开发决策具有非常重要的参考作用。

当前，高台子油层的地下原油黏度为9.2 mPa·s，平均渗透率为313 mD，平均流度为34.02 mPa·s/(10-3μm2)，属于Ⅲ类油藏。

表3 国内不同类型油田油井采收率与井网密度的关系

图3为不同类型油藏采收率与井距的关系。从图3可以看出，对于不同的油藏而言，随着井距的增加，采收率随之下降。原方案注采井距为300 m，当井距范围为100～300 m时，随着井距的增大，采收率下降明显，因此适当缩小井距可以有效提高油田采收率。当井距小于100 m时，随着井距的变小，采收率上升变缓。

图3 不同类型油藏采收率与井距的关系

根据高台子油层的的相关数据计算不同油层组对应的井网指数，结果见表4。

表4 不同油层组井网指数

室内实验得到高台子油层GⅠ、GⅡ1—Ⅱ26、GⅡ27及以下层系的驱油效率分别为50%、50%、45%，根据当前井网条件下的原油采收率数值及井网指数的计算公式，得到GⅠ、GⅡ1—GⅡ26、GⅡ27及以下的井网指数分别为3.59、4.06、4.53。应用谢尔卡乔夫公式来计算不同井网密度和井距条件下的层系采收率，结果见图4。

图4 不同层系采收率与井距的关系

从图4可以看出，随着井距的逐渐增大，采收率下降速度逐渐加快。如果采收率达到40%以上，GⅠ、GⅡ1—GⅡ26井网注采井距最大不得超过250 m，GⅡ27及以下井网注采井距最大不得超过150 m。进行井网加密时，约定井距每缩小1 m，采收率上升幅度不得低于0.04%，则GⅠ井网井距最小为100 m，GⅡ1—GⅡ26井网、GⅡ27及以下井网的井距最小为98 m。当井距小于98 m时，随着井距的变小，采收率上升过于平缓，此时继续减小井距意义很小。

3.3 水驱控制程度法

水驱控制程度是指用油水井单向或多向连通砂体储量占总储量的百分数来反映油藏的水驱效果。因此井距越小(井网密度越大)，注采井数比越大，相应的水驱控制程度越高，油田注水开发效果也越好。在反九点法和五点法的井网系统下，由式(2)分别计算不同井距对应的水驱控制程度，结果见图5。

图5 水驱控制程度与井距的关系

从图5可以看出，当井网型式一定时，随着井距的增大，水驱控制程度逐渐减小。在反九点法井网系统下，若要保证水驱控制程度大于80%，合理井距不得大于320 m；在五点法井网系统下，若要保证水驱控制程度大于90%，合理井距不得大于300 m。进行井网加密时，约定井距每缩小1m，水驱控制程度上升幅度不得低于0.02%，则GⅠ、GⅡ1—GⅡ26井网井距最小可为90 m，GⅡ27及以下井网的井距最小可为98 m。当井距小于98 m时，水驱控制程度变化过于平缓，继续减小井距意义不大。因此，GⅡ27及以下的井距最小可减少至98 m左右。

4 经济极限井距研究

井网加密确定合理注采井距时必须要进行经济评价，合理的井网密度应当既能实现较好的开发效果，又能取得良好的经济效益[27-28]。

单井平均日产油量的经济极限：

(6)

根据平均单井日产油量经济极限计算单井控制可采储量的经济极限：

(7)

对式(6)和式(7)进行整理后可得：

(8)

单井控制地质储量的经济极限：

(9)

单位面积地质储量与单井控制地质储量经济极限的比值即为井网密度经济极限：

(10)

将式(9)代入式(10)中，整理后得到：

(11)

根据井网密度经济极限，求出经济极限井距：

(12)

开发评价年限设定为30年，通过式(12)计算不同原油价格下的经济极限井距，结果见图6。

图6 不同原油价格下的经济极限井距

从图6可以看出，当原油价格一定时，GⅡ27及以下的经济极限井距小于GⅠ、GⅡ1—GⅡ26，这说明对GⅡ27及以下层系进行井网加密可以取得更好的经济效益。当原油价格为50美元/桶时，GⅡ27及以下井网的井距最小不得低于99.76 m。

5 井网井距设计与实施效果

结合中区东部高台子油层的实际生产数据，对层系调整和井网加密后的油田开发效果进行评价，运用水驱特征曲线法对全区含水率达到98%时的采收率进行预测，结果见图7。

图7 各井网年产油量随时间变化曲线

从图7可以看出，高台子油层进行井网加密后，全区的年产油量大幅上升，截止到2015年，全区产油量达到41.59×104t。全区平均采油速度在井网加密后快速上升，截止到2015年，全区平均采油速度达到1.19%，与调整前相比上升了0.47%。

图8为全区水驱特征规律曲线。从图8可以看出，当含水率达到98%时，采收率为49.55%，与调整前预测的采收率(47.29%)相比提高了2.26%。

图8 全区水驱特征规律曲线

6 结论与建议

(1)在相同井距和井网密度条件下，五点法井网的大多数指标优于反九点法井网和四点法井网，对于开发砂体分布比较分散、非均质性较强的油藏是一种比较理想的注水系统。根据高台子油层不同层系井网的特点，GⅡ27及以下层系可优先考虑调整为五点法井网。

(2)GⅡ27及以下层系可以优先考虑进行井网加密，井网加密后的最小井距不得小于99.76 m。

符号说明

φ—注采强度，无量纲；

B—注采井数比，四点法为1∶2，五点法为1∶1，反九点法为1∶3；

ηo—采油井井网密度，口/km2；

α—水驱控制程度；

Co—油砂体面积中值，km2；

d—平均井距，km；

n—系数，取1；

b—井网系统单井控制面积与井距平方之间的换算系数，b=0.1352-0.54+1.405；

vo—采油速度，%；

I—注水强度，m3/(d·m)；

C—单储系数，104t/(km2·m)；

Bo/r—原油体积换算系数；

fw—油井含水率；

t—采油井年生产天数，d；

S—井网密度，口/km2；

N—原油地质储量，t；

qo—平均单井产量，t/d；

Ty—年有效生产时间，d；

A—含油面积，km2；

ER—原油采收率；

ED—驱油效率；

a—井网指数，a=18.14(Ka/μo)-0.421 8；

Ka—平均绝对渗透率，10-3μm2；

μo—地层原油黏度，mPa·s；

ID—平均每口井的钻井投资(包括射孔、压裂和造缝等)，万元/井；

IB—平均每口井的地面建设费用(包括系统工程建设和矿建等)，万元/井；

R—投资贷款利率；

T—开发评价年限，a；

β—油井系数，即油水井的总数与油井数的比值；

τo—采油时率；

do—原油商品率；

Po—原油销售价格，元/t；

O—原油成本，元/t；

Ri—开发评价年限内可采原油储量的采出程度。

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Optimization of Well Spacing in Gaotaizi Reservoir of Sazhong Development Zone

Zhu Bomin

(No.6OilProductionFactory,DaqingOilfieldCompanyLtd.,DaqingHeilongjiang163000,China)

In the early stage of the Gaotaizi reservoir in the middle of of Sazhong development zone, the 300 m inverted nine spot area of the injection water well pattern was developed. During the middle and late stages of reservoir development, many problems were exposed in the process of development such as the complex injection-production relationship, too large well spacing, inadequate production of reserves and serious enrichment of remaining oil. Therefore, it is necessary to carry out the optimization of injection and production well pattern. Combined with the actual production data of Gaotaizi reservoir, three kinds of water injection wells, which are common in Daqing oilfield, are studied based on injection and production intensity, oil recovery rate and water flooding control degree. From the two aspects of engineering methods and economy aspects, the technical and economic limit wells of different well patterns in the study area are discussed. On this basis, four kinds of calculation methods are proposed to determine the reasonable well spacing of high water cut stage of oilfield development.This paper provides a complete set of methods to determine the reasonable well pattern and well spacing, which can be applied to other oil fields with similar geological conditions. The research findings have important guiding significance and application value for the injection-production system adjustment of the oilfields in medium and high water cut stage.

High water cut stage; Production-injection system; Well pattern adjustment; Limit of well spacing; Development contradiction

1672-6952(2017)05-0038-06

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2017-03-24

2017-05-03

黑龙江省自然科学基金项目“多层砂岩油藏合采井产能主控因素及作用机理研究”(E201407)。

朱博敏(1993-)，男，从事开发地质及油气田开发研究；E-mail：245699661@qq.com。

TE341

A

10.3969/j.issn.1672-6952.2017.05.008

(编辑 宋官龙)