復(fù)雜斷塊合理井距確定新方法

畢永斌，趙隆順，張 梅，趙森林，房夢齋

(中國石油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

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復(fù)雜斷塊合理井距確定新方法

畢永斌，趙隆順，張 梅，趙森林，房夢齋

(中國石油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

冀東油田屬于典型的復(fù)雜斷塊油藏，整體采用注水開發(fā)方式。綜合運用理論分析、礦場統(tǒng)計等方法，以油砂體鉆遇連通方向概率法計算技術(shù)合理井距為基礎(chǔ)，以復(fù)雜斷塊油藏加密井平均單井增加可采儲量與井網(wǎng)密度關(guān)系計算經(jīng)濟極限井距為界限，確定了復(fù)雜斷塊注水開發(fā)油藏合理開發(fā)井距研究的新方法。實例應(yīng)用表明，該方法可以確定高深南區(qū)注水開發(fā)的合理井距，提高了水驅(qū)儲量控制程度和受效井比例，有效指導(dǎo)了注水開發(fā)井位的部署與實施。

合理井距；注水開發(fā)；油砂體；可采儲量；復(fù)雜斷塊

0 引 言

冀東油田是一個受斷層控制的復(fù)式油氣藏，具有斷層多、斷塊小、油層層數(shù)多、油水關(guān)系復(fù)雜等特點，屬于典型的復(fù)雜斷塊油藏。由于斷塊小、砂體范圍小，確定合理的開發(fā)井距一直是復(fù)雜斷塊注水開發(fā)油藏的難題。井距過大，注采井不在同一個油砂體，不能形成有效的驅(qū)替；井距過小，勢必會提高經(jīng)濟成本，增加開發(fā)的風(fēng)險，不能獲得較好的經(jīng)濟效益。針對該特點，綜合應(yīng)用理論分析、礦場統(tǒng)計等方法，利用油砂體鉆遇連通方向法計算了技術(shù)合理井距，利用單井增加可采儲量與單井控制經(jīng)濟極限可采儲量聯(lián)解計算了經(jīng)濟極限井距，兼顧兩者，研究確定了復(fù)雜斷塊注水開發(fā)油藏合理井距的新方法。

1 合理井距研究

1.1 技術(shù)合理井距

復(fù)雜斷塊油藏由于含油砂體多以條帶、斷續(xù)條帶、小片狀、透鏡狀分布，含油層位不穩(wěn)定，連續(xù)性差，含油單砂體寬度較小，多由井距與砂體連通率關(guān)系確定合理井距[1]。但砂體連通率通常為連通性的綜合統(tǒng)計，不能反映多向連通的概念。對于注水油藏，多向連通才是確保多向受效的關(guān)鍵。

1.1.1 理論研究

井網(wǎng)對油井水驅(qū)程度的控制直接影響采收率，而油砂體的面積是影響水驅(qū)控制程度的關(guān)鍵，油砂體形態(tài)可抽象為圓形，其半徑為R；若1個油砂體只鉆遇1口油井和1口注水井為單向連通，概率為P1；鉆遇2口水井(油井)和1口油井(注水井)為雙向連通，概率為P2；鉆遇1口注水井(油井)和3口油井(注水井)或油水井各占2口為三向連通，概率為P3。以井網(wǎng)單元為三角形反七點為例(圖1)，若邊長為a(m)，則井網(wǎng)單元面積A(m2)為：

(1)

圖1 三角形反七點井網(wǎng)示意圖

圖2 三角形反七點井網(wǎng)不同砂體半徑時連通概率示意圖

1.1.2 礦場統(tǒng)計

以冀東復(fù)雜斷塊注水開發(fā)油藏為例，開展砂體連通方向與油砂體面積、井網(wǎng)單元面積關(guān)系礦場統(tǒng)計研究(圖3、4)。

圖3 冀東油田復(fù)雜斷塊注水油藏不同油砂體面積與

由圖3可知，油砂體面積與井網(wǎng)單元面積之比大于2.5時，開始出現(xiàn)三向連通；當(dāng)油砂體面積與井網(wǎng)單元面積之比大于4.7時，油砂體單向連通的概率為0。由圖4可知，隨著油砂體面積與井網(wǎng)單元面積比值的增大，不連通和單向連通概率大幅降低，雙向及以上連通概率增大，當(dāng)砂體面積與井網(wǎng)單元面積比值為3.5時，雙向及以上連通概率為60%。為增加雙向及以上連通概率，復(fù)雜斷塊注水開發(fā)油藏油砂體面積建議在井網(wǎng)單元面積的3.5倍以上。

1.1.3 技術(shù)合理井距計算

在論證開發(fā)井位時，因?qū)咏M內(nèi)砂體眾多，不能僅從砂體的情況出發(fā)，而應(yīng)著眼于適應(yīng)大多數(shù)砂體要求，采用均勻井網(wǎng)或分片均勻井網(wǎng)，正確選擇開發(fā)井距。考慮冀東油田復(fù)雜斷塊油藏實際，以累計儲量大于80%時最小油砂體面積為界限，按照3.5倍原則計算技術(shù)合理井距。

1.2 經(jīng)濟極限井距

計算經(jīng)濟極限井距的方法很多[2-9]，主要是在謝爾卡喬夫公式基礎(chǔ)上，根據(jù)實際資料回歸出井網(wǎng)密度與采收率的關(guān)系，計算經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度，并求出經(jīng)濟極限井距。該方法增加的可采儲量只與油藏的流動系數(shù)相關(guān)，但實際開發(fā)過程中，不同類型油藏、不同開發(fā)方式、不同地層能量保持狀況等動態(tài)情況對增加可采儲量有較大影響。為此，以冀東油田20個規(guī)模加密斷塊為樣本，建立復(fù)雜斷塊油藏井網(wǎng)密度與加密井平均單井增加可采儲量的關(guān)系。基于單井經(jīng)濟極限可采儲量的理論計算公式，計算得到不同單元不同油價下的單井控制經(jīng)濟極限可采儲量圖版，依據(jù)該圖版和所建立的井網(wǎng)密度與加密井平均單井增加可采儲量的關(guān)系，可求出不同單元、不同油價下的經(jīng)濟極限井距。

圖4 冀東油田復(fù)雜斷塊注水油藏不同油砂體面積與井網(wǎng)單元面積比下連通方向概率曲線

1.2.1 井網(wǎng)密度與加密井平均單井增加可采儲量的關(guān)系

不同類型油藏、不同井網(wǎng)密度下加密井平均單井增加可采儲量可表示為：

NRj=αe-βS

(2)

式中：NRj為加密井平均單井增加可采儲量，104t；S為井網(wǎng)密度，口/km2；α、β為常數(shù)。

冀東油田復(fù)雜斷塊油藏加密井平均單井增加可采儲量與井網(wǎng)密度呈指數(shù)關(guān)系，隨著井網(wǎng)密度的增大，加密井平均單井增加可采儲量逐漸減小(圖5)。

圖5 不同類型油藏井網(wǎng)密度與加密井平均單井增加可采儲量關(guān)系

1.2.2 單井控制經(jīng)濟極限可采儲量

根據(jù)盈虧平衡原理，考慮資金時間價值，建立單井控制經(jīng)濟極限可采儲量數(shù)學(xué)模型。

油田開發(fā)財務(wù)凈現(xiàn)值為：

(3)

式中：NPV為油田開發(fā)財務(wù)凈現(xiàn)值，104元；CI為現(xiàn)金流入，104元；CO為現(xiàn)金流出，104元；I為平均單井投資，包括鉆井投資和地面投資，104元；i為基準(zhǔn)折現(xiàn)率；T為評價期，a。

假設(shè)區(qū)塊總井?dāng)?shù)為n口，油井?dāng)?shù)為n1口，評價期內(nèi)采出程度為W，同時預(yù)測油井產(chǎn)量按照年綜合遞減率D指數(shù)遞減，則累計產(chǎn)量為：

(4)

Q=NRdWD+0.0365QT

(5)

式中：Q為單井初始年產(chǎn)量，104t/a；D為綜合遞減率；NRd為單井控制可采儲量產(chǎn)量，104t；W評價期內(nèi)油田的可采儲量采出程度；QT為油田末期日產(chǎn)量(取極限產(chǎn)量)，t/d。

在評價期內(nèi)，噸油經(jīng)營成本O(包括操作成本和期間費用)、稅金Tr不變，則在評價期內(nèi)第t年部署區(qū)塊現(xiàn)金流為：

(CI-CO)t=Qn1d(P-O-Tr)(1-D)t-1

(6)

式中：P為原油價格，元/t；O為經(jīng)營成本，元/t；Tr為噸油稅金，元/t；d為原油商品率。

區(qū)塊財務(wù)凈現(xiàn)值NPV為：

(7)

根據(jù)盈虧平衡原理，在滿足基準(zhǔn)收益率條件下，當(dāng)凈現(xiàn)值為0時，對應(yīng)的單井產(chǎn)量即為單井極限經(jīng)濟產(chǎn)量，代入式(5)中轉(zhuǎn)換得單井控制經(jīng)濟極限可采儲量計算公式：

(8)

式中：NRmin為單井控制經(jīng)濟極限可采儲量，104t。

1.2.3 經(jīng)濟極限井距

將不同油價下單井控制經(jīng)濟極限可采儲量代入式(2)，可得不同油價下經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度：

(9)

則經(jīng)濟極限井距為：

(10)

式中：Smax為經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度，口/km2；Lmin為經(jīng)濟極限井距，m。

2 實例應(yīng)用

高深南區(qū)油砂體面積小于0.1 km2的個數(shù)占72.7%，石油地質(zhì)儲量占48.6%，屬于典型的復(fù)雜斷塊油藏。主要含油層位為Es32+3，埋深為3 700 m，可借鑒深層油藏加密井平均單井增加可采儲量與井網(wǎng)密度的關(guān)系式NRj=3.6866e-0.0269S。油價為3 942 元/t時，單井控制經(jīng)濟極限可采儲量為1.45×104t。根據(jù)該單元加密井平均單井增加可采儲量與井網(wǎng)密度的關(guān)系，可求得油價為3 942 元/t時，經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度為34.7 口/km2，經(jīng)濟極限井距為180 m。高深南區(qū)累計儲量大于80%時，最小油砂體面積為0.08 km2，按照砂體鉆遇連通方向法確定的油砂體面積應(yīng)在井網(wǎng)單元面積的3.5倍以上原則，計算出技術(shù)合理井距為165 m。技術(shù)與經(jīng)濟兼顧，最終確定該區(qū)開發(fā)合理井距為180 m。

針對高深南區(qū)高66-30斷塊注采井網(wǎng)不完善、水驅(qū)儲量控制與動用程度低、采收率低、采油速度低的現(xiàn)狀，2014年調(diào)整開發(fā)井距為180 m，共部署調(diào)整井15口，實施后水驅(qū)儲量控制程度由32.5%提高至70.1%，單向受效比例由加密前的33.1%下降至10.9%，雙向及以上受效比例由加密前的0提高至59.2%。實施效果表明，研究的合理開發(fā)井距能夠有效指導(dǎo)生產(chǎn)實踐，為油藏注水效果的進一步改善提供了技術(shù)支持。

3 結(jié) 論

(1) 油砂體鉆遇連通方向法計算的技術(shù)合理井距對提高注水開發(fā)效果具有指導(dǎo)意義。為增加雙向及以上連通概率、減少注采井網(wǎng)無法控制儲量，油砂體面積應(yīng)在井網(wǎng)單元面積的3.5倍以上。

(2) 復(fù)雜斷塊油藏加密井平均單井增加可采儲量與井網(wǎng)密度計算模型的建立，克服了傳統(tǒng)方法只考慮油藏靜態(tài)參數(shù)的缺點，能夠滿足經(jīng)濟極限井距計算的需要。

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編輯 姜 嶺

20150305；改回日期：20150615

中國石油天然氣股份有限公司重大科技項目“水驅(qū)提高采收率關(guān)鍵技術(shù)研究——斷塊油田提高采收率技術(shù)研究與試驗”(2011B-1102)

畢永斌(1981-)男，工程師，2004年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，2007年畢業(yè)于該校油氣田開發(fā)專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事油田開發(fā)研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.04.028

TE341，TE347

A

1006-6535(2015)04-0108-04