蘆子溝地區長6油藏井網系統論證

張 章，朱玉雙，全洪慧

(1.西北大學地質學系/大陸動力學國家重點實驗室，陜西 西安 710069;2.中海石油(中國)有限天津分公司，天津塘沽 300452)

井網系統一直是油田開發研究中的重要課題，實踐表明，井網系統的合理與否對油田開發效果有重要影響，尤其對裂縫性低滲透油田來說已成為其注水開發成敗的關鍵［1－3］。因此，低滲透油田井網系統的研究是油田開發技術政策研究中極為關鍵內容。

蘆子溝地區主要位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡的東南部，屬于湖盆的東部構造沉降較平緩的寬緩地帶，是南泥灣采油廠主力開發區域。長6油層是研究區主力產油層位，油層中部深度為684 m，主裂縫方向為北偏東70°，該儲層平均孔隙度為10.36%，平均滲透率為 0.87 mD，屬于特低孔滲儲層［3－4］。

1 研究區長6油藏開發現狀

研究區開發始于1995年，一直靠自然能量進行開采，采用不規則井網，井距在150～170 m，排距在80～130 m。分析采油井單井產能變化，在2006年10月之前總體保持穩定，但有上下浮動(圖 1)，平均單井日產油量最大為 0.59 m3/d，最小為0.46 m3/d;在2006年11月之后平均單井產能出現下降(圖1)，平均單井日產油量下降速度平均為2.6%，由 0.52 m3/d 降到 0.16 m3/d。

圖1 平均單井日產量變化曲線

統計收集到的7口井壓力恢復測試資料，平均地層壓力為2.30 MPa，平均壓力系數 0.405，小于目的層位靜水柱壓力，油層壓力明顯偏小(表1)。選用其中壓力系數最高值0.48(資料3井)為代表，與鄰區川口、安塞、青化砭等油田的油層壓力系數為0.8～0.9相比，這一值也偏低。

表1 測壓數據統計表

研究區長6油藏為巖性油藏，無邊、底水及氣頂，原始驅動類型以彈性驅和溶解氣驅為主。由于研究區采取靠自然能量進行開采，隨著自然能量的逐漸衰竭，研究區目前地層壓力虧空嚴重，日產油量和產液量都明顯降低。截至2010年 5月日產液水平 357.2 m3，日產油水平 279.8 m3，平均單井日產油能力 0.16 t。

研究區長6油藏井網不完善程度較大，研究區局部區域仍屬于空白區，沒有形成統一規范的井網系統。因此，在完善井網系統的基礎上采取注水開發補充地層能量，是研究區實現增產穩產的主要開發方向。

2 井網形式的選擇

井網的合理性主要從以下三個方面衡量:一是能否延長無水采油期、提高開發初期的采油速度，二是能否獲得較高的最終采收率，三是井網調整是否具有較大的靈活性［5－6］。

對研究區選擇一塊約為5.11 km2范圍建立三維地質模型(如圖2)，并在此基礎上進行數值模擬，通過對菱形反9點、正方形反9點、反7點、菱形反5點和正方形反5點井網形式(如圖3)的開發指標模擬預測對比，優選出采油能力強并能有效控制含水率的最佳井網形式。

圖2 小區塊模擬范圍示意圖

圖3 井網示意圖

通過數值模擬發現研究區最合適的井網形式為菱形反9點，其日產油量、累計產油量、采收率等指標都大于其他井網形式，菱形反9點的日產油量、累計產油量和采收率均比其它井網形式高;從含水率指標上看，菱形反九點也相對較低，最高為正方形反9點(表2)。綜上所述，菱形反9點注采井網形式為研究區最佳井網形式。

3 井網密度

井網密度受儲層物性、非均質性、原油物性、開采方式與注水方式等多因素的控制，是油田開發中影響開發技術經濟指標的重要因素之一。

3.1 滿足采油強度的井網密度

油田的開發要達到一定的采油速度才能保證油田的高效開發，才能確保油田開發最終的經濟效益最大化［6］。由采油速度確定的井網密度關系為:

式中:S為井網密度，口/km2;B為注采井數比;VO為采油速度;N為地質儲量，t;qo為平均單井產量，t/d;TY為年有效生產時間，d;A為含油面積，km2。

南泥灣油田蘆子溝地區長6油藏采用菱形反九點井網，注采井數比為1:3，單井日產油0.56 t/d，年生產時間360 d，采油速度采用0.9%，計算出井網密度為33.44口/km2。

3.2 滿足最終采收率的井網密度

中國石油勘探開發研究院根據我國144個油田或開發單元的實際資料，按流度統計出最終采收率與井網密度的經驗公式［6］。當流度小于5時，最終采收率與井網密度的經驗公式如下:

式中:S為hm2/井;ER為采收率，小數。

南泥灣油田蘆子溝地區長6層流度小于5，技術采收率為10%，計算得井網密度為39.74口/km2。

3.3 采用經濟極限和經濟最佳井網密度確定合理井網密度

中國石油勘探開發科學研究院開發所俞啟泰，在謝爾卡喬夫公式的基礎上，引入經濟學投入與產出的因素，推導出計算經濟最佳井網密度和經濟極限井網密度的方法，經濟最佳井網密度是指總產出減去總投入達到最大時，亦即經濟效益最大時的井網密度，經濟極限井網密度是總產出等于總投入，即總利潤為0時的井網密度［6］。其簡要計算方法如下:

式中:α為井網指數(根據實驗或經驗公式求得)，ha/井;sb為經濟最佳井網密度，ha/井;N為原油地質儲量，t;Vo為評價期間平均可采儲量采油速度，小數;T為投資回收期，a;ηo為驅油效率，小數;c為原油商品率，小數;L為原油售價，元/t;P為原油成本價，元/t;A為含油面積，ha;ID為單井鉆井(包括射孔、壓裂等)投資，元;IB為單井地面建設(包括系統工程和礦建等)投資，元;r為貸款年利率，小數;Sm為經濟極限井網密度，ha/井。

綜合鉆井成本900元/米，地面建設投資304 842元/口，投資貸款利率6.39%，原油商品率0.957。代入上式，用交匯法計算出:油價為4 500元/噸時，長6油藏經濟最佳井網密度為30.03口/km2，經濟極限井網密度40.46口/km2。

根據“加三分差”的原則，即在經濟最佳井網密度的基礎上，加最佳與經濟極限井網密度的差值的三分之一，作為經濟合理井網密度，表達式如下:

按上式計算，南泥灣油田蘆子溝地區長6油層的合理井網密度為 30.84口/km2。

綜合以上幾種方法，并結合三疊系同類已開發油田實際井網密度，南泥灣油田蘆子溝地區長6油層的合理井網密度為34口/km2。目前該地區井網密度為 35.02口/km2，與上述值較為接近。

目前研究區布井工作已經完成，井距在150～170 m之間，排距在80～130 m之間，井排方向與主應力方向保持一致，即北偏東70度，綜合以上分析，開發方案設計在此基礎上進行，我們不推薦進行井排距的調整，在此基礎上進行經網完善工作。

4 論證排狀注水合理性

本次排狀注水研究是對研究區大區選擇一塊約為5.11 km2范圍進行數值模擬研究，也就是前面油藏工程論證里的數值模擬范圍(圖4)。通過對該小區塊進行排狀注水方案的模擬，及其效果的預測，并與菱形反9點面積注水進行比較，最終對排狀注水方案的可行與否進行評價。

圖4 小區塊排狀注水井網部署圖

在本次研究過程中排狀注水共設計2種方案:

先期排狀注水方案:在一開始就將注水井網設計為排狀，且在2012年1月直接進行排狀注水進行水驅，預測至2030年;

后期排狀注水方案:在一開始注水井網設計為面積注水，待該井網形式下整體產油率出現大幅下降時改為排狀注水，即2019年1月(圖5)開始進行排狀注水，預測至2030年。

先期排狀注水、后期排狀注水與菱形反9點面積注水兩種方案比較，旨在探討排狀注水最佳時機。

排狀注水方案中采油井與注水井數量比僅為1:1，模擬范圍內有162口井，排狀注水方案中注水井為82口，采油井為80口;而菱形反九點方案采油井與注水井數量比為3:1，菱形反九點方案中注水井為41口，采油井為121口。

排狀注水方案中采油井數量的大幅減少，致使模擬區域的累計產油量及采收率大幅下降，2012年進行排狀注水方案下，2012年至2030年累計產油量僅為30.86×104m3，而菱形反九點方案中為42.765×104m3;在2019年開始調整為排狀注水中，2019年之后其采油井數量開始大幅減少，2012年至2019年采油井與菱形反九點方案中采油井數量一樣多，因此該方案至2030年時累計產油量比菱形反九點方案少，但是比自2012年開始排狀注水方案累計產油量多(表3)。

圖5 菱形反9點產油率示意圖

表3 排狀注水方案預測結果對比表(預測至2030年)

從表3中可以看出隨著注水井的井數增多、注水時間延長，累計注入量增多;但其累計產油、采收率明顯下降(圖6)，含水率變化幅度較小(圖7)。綜合考慮累計產油量、累計產水量、含水率等因素，不建議采用排狀注水方案。

圖6 不同方案至2030年12月累計產油關系圖

圖7 不同方案至2030年12月含水率關系圖

5 結語

(1)研究區一直采用自然能量開發，隨著自然能量的逐漸衰竭，目前地層壓力虧空嚴重，日產油量和產水量都明顯降低。需要完善井網、實施注水開發，補充地層能量，保證油井高產、穩產。

(2)經過油藏工程論證、數值模擬并結合研究區目前井網形式，得出適宜本區的最佳井網系統為:菱形反9點井網形式，井排方向與主裂縫方向一致，北偏東70度;井網密度為35.02口/km2;井距在150～170 m之間，排距在80～130 m。

(3)根據各排狀注水方案的開發指標預測結果。綜合考慮累計產油量、采收率、含水率等因素，不建議研究區采用排狀注水方案。

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