不同驱替模式下致密油水平井注水开发经济效益评价——以J油田M区为例

吉 敏

（中国石油长庆油田公司第一采油厂，陕西高陵 710200）

国内外非常规油气藏开发实践证明，水平井和分段压裂是成功开发致密油藏的关键[1]。对致密油藏在多级压裂开发技术的条件下不同开发单元合理开发方式的优选，李忠兴、樊建明等[2–7]利用水平井段长度与裂缝长度、压裂级数等的关系，对致密油藏开发效果进行评价来确定；章敬、刘义坤等[8–15]则通过数值模拟技术进行油田区块井网优化调整。目前较少有基于经济效益对致密油藏井组开发效果进行的评价，为了制定更合适的致密油藏井组调整方案，本文利用盈利系数，对J油田M区不同井网类型驱替模式下的开发效果进行评价，优化开发技术政策。

1 研究区概况

J油田M区长7油藏原始驱动类型为弹性溶解气驱，是一套深湖–半深湖相沉积体，主要发育砂质碎屑流和浊流沉积，属岩性油藏。油藏埋深1 750～1 800 m，有效渗透率 0.15×10–3～0.19×10–3μm2，平均孔隙度9.4%。该区块主要采用水平井和定向井联合布井方式规模开发建产，以五点法和七点法井网部署为主，平均水平段长820 m；其余则采用长水平段自然能量开发的建产方式，平均水平段长1 100 m。目前地层能量补充不足，产量下降快，采用注水补充能量的方式，存在“注水不见效、见效即见水”的问题，为此需要针对井组特点，进行开发技术政策优化。

2 驱替开发现状

2.1 驱替模式划分

目前J油田M区以注水开发和衰竭开发为主，影响注水开发效果的重要因素是驱替模式。对油田实际油水井注采关系进行简化，可将现场驱替井网模式划分为完善井网和不完善井网两大类，其中，不完善井网又可细分为单向驱替型（I型和T型）、多向驱替型（L型、C型和U型）（表1）。

表1 M区长7油藏驱替井网模式划分

2.2 开发矛盾分析

在排除裂缝沟通，不均匀驱替的前提下，不同驱替模式开发矛盾不同。针对全面驱替模式（O型），五点井网腰部井段难以动用，七点井网腰部注水容易形成优势通道快速水淹；针对单向驱替模式（I型和T型），驱替地层能量补充不足，由于单边注水，剩余油富集；针对多向驱替模式（L型、C型和U型），驱替地层能量补充较为充足，但在缺少注水井的对应油层部位，剩余油相对富集，不能得到有效动用。

一般采油井解决生产开发矛盾的过程如下：首先从注采参数进行开发调整；其次通过油水井措施，提高或恢复采油井单井产能，实现注水井有效注水；最后在开发调整和油水井措施无效的情况下，考虑调整井网或完善井网。

由于致密油水平井开发成本高，且开发过程中易见水，见水后产能很难恢复，因此在生产过程中，如何延缓含水上升，提高采出程度是致密油水平井开发的关键[16–17]；如何优化已开发致密油水平井的投入与产出比，则是解决生产矛盾的核心问题。

3 驱替井网调整模拟

3.1 建模参数

利用数值模拟方法，对不同井网开展为期10 a的数值模拟分析（表 2），将对称分布的水平井分段压裂缝依次对应8个压裂段序号，利用数值模拟对在相同生产参数、不同驱替模式下的单缝累计产油量开展对比分析。

3.2 完善井网

七点井网和五点井网均为完善井网全面驱替 O型。以长水平段五点井网为例，模拟在不同渗透率储层中注水开发及衰竭开发。从表3中可以看出，长水平段五点井网注水受效主要集中在边缝，中间段原油动用程度较差，注水很难受效，压力保持水平较低，累计产油量较低，为衰竭开发。

为了进一步改善中间段含油区开发效果，在长水平段五点井网腰部位置增设2口注水井，将较大注采单元（长水平段五点井网）分割为2个小注采单元（短水平段七点井网），模拟为期10 a的小注采单元开发情况，可以看出小注采单元注水保压效果明显，中间段原油区动用程度增高。

表2 致密油水平井建模参数

表3 10年期五点井网与七点井网含油饱和度场、压力场对比

小注采单元各缝产量差异较小，各缝产量较均匀，减小了缝间压力的干扰。由各条裂缝产量对比（图 1）可看出，调整后水平井 8条裂缝初始产量明显提高，减少了中部裂缝能量得不到有效补充造成裂缝产量小的问题。结果表明，通过将较大注采单元（长水平段五点井网）调整为小注采单元（短水平段七点井网），可增加裂缝水驱受效程度。

图1 五点井网调整为七点井网后各裂缝段的产量对比

3.3 不完善井网

M区不完善井网数量多，产生不完善原因复杂（如生产制度调整、施工限制等），需要针对不同类型井网，在地质分析与动态研究的基础上，做出相应调整措施。本次通过开发效果评价及经济评价直观体现不完善井网优化对产量的影响。

4 开发效果评价

建立理论数值模型，可预测不同驱替模式下的增油量。通过对比分析不同井网模式下、不同开发模式的累计产油量随时间变化特征（图 2）发现，注水开发优于衰竭开发，T型驱替的改善效果最好，U型驱替的改善效果最差。

图2 不同井网模式下累计产油量对比

5 经济评价

5.1 致密油经济评价方法

目前对于致密油藏的经济评价，主要采用折现现金流法（动态评价）和投资效果系数法（静态评价）两种方法[18–23]，评价方法与标准如下。

5.1.1 折现现金流法

在考虑资金时间价值的条件下，根据投入产出平衡原理，利用经典指标净现值和内部收益率评价致密油开发的经济效益[24]，从而考察评价期内项目的可行性。该方法具有经济意义直观、明确的特征。

5.1.2 投资效果系数法

在不考虑资金时间价值的条件下，分析和计算项目在经济寿命期内的投入产出状况，考察项目的盈利能力。主要评价指标包括投资回收期和投资收益率[25]。

5.1.3 经济可行性判断标准

主要包括以下四个方面：①投入产出比大于1，表明已收回投资，反之则未收回投资；②投资回收期越短，表明投资回收越快，开发效果越佳；③累计产油量超过盈亏平衡产量，表明投资已收回，反之则未收回投资；④财务净现值大于 0，表明水平井开发有效益，反之则无效益。

5.2 盈利系数

目前通过致密油藏经济效益进行开发效果评价大多针对投资采油井本井，而针对投资注水井及其所在井组经济效益的评价较少，为了制定更合适的致密油藏井组调整方案，本次采用盈利系数法（隶属于投资效果系数法）进行开发效果评价。

当盈利系数大于 1.0时，完善井网所需成本小于盈利，即盈利系数越大利润越大。其表达式为：

式中：P为原油目前单价，元/t；t为累计生产天数，d；c为完善井网所需成本，元；ΔQ为累计增油量，t；EC为盈利系数。

5.3 井网调整的经济评价分析

根据长庆油田补全井网钻井成本计算盈利系数，其中，I型和T型驱替模式需要补全2口注水井，其余情况需补全1口注水井。在当前油价3 000元/t，累计生产10年，每年生产300 d的条件下，由图3可知，当完善井网所需钻井成本低于150万元/口时，I型、T型、L型驱替模式的盈利系数均大于1.0，即完善井网盈利大于所需成本，可将井网调整为完善井网（O型）驱替；另外，无论油价高低，T型驱替模式都应作为井网调整的重点，而C型和U型驱替模式则不应通过补全井网来调整，而应通过改善注采参数进行开发调整。

图3 不完善井网调整的经济评价图版

6 结论

（1）对于完善井网，较大注采单元改良为小注采单元，可以增加裂缝水驱受效程度。

（2）对于不完善井网中的I型、T型、L型驱替模式，当钻井成本低于150万元/口时，完善井网所获盈利大于钻井成本，应作为井网调整的重点；对于C型、U型驱替模式，完善井网钻井成本高于增产效益，建议以注采参数调整为主。