吴起油田薛岔区块长6油藏井网适应性研究

论文导读：本文以吴起油田薛岔区块长6油藏为例，讨论了特低渗透油藏井网适应性研究的有关问题。通过公式计算，得出长6油藏的井网密度及其相应的井排距；运用油藏数值模拟分析了井网的适应性。在此基础上，分析了影响井网适应性的主要原因，对下一步井网加密、产建扩边等提供一定的理论依据。
关键词：薛岔区块长6油藏，井网适应性，数值模拟
 

吴起油田薛岔区2008年实施全面勘探，长6油层组是其主力油藏，其主要特征为低压、低渗、低产。薛岔区长6油藏的孔隙度主频分布在7%—19%之间，渗透率分布范围在0.1×10-3μm2—14×10-3μm2之间，平均渗透率为0.88×10-3μm2，属低孔低渗油藏。

1.井网密度分析

特低渗透油藏井网密度研究工作包括经济极限井网密度的确定和经济最佳井网密度的确定。论文大全，数值模拟。经济极限井网密度是总产出等于总投入，即总利润为0时的井网密度。经济最佳井网密度是指总产出减去总投入达到最大时亦即经济效益最大时的井网密度。在此，本文从三个方面进行分析：

1.1考虑水驱最终采收率

中国石油勘探开发研究院根据我国144个油田或开发单元的实际资料，按流度统计出最终采收率和井网密度的经验公式[1]。当流度小于5时，最终采收率ER与井网密度的经验公式如下：

（1-1）

标定注水开发最终采收率19%计算，相应井网密度为13.56口/km­2。

1.2考虑单井控制可采储量下限

以单位含油面积计算，井网密度与单井控制可采储量关系如下：

（1-2）

评价期按10年计算，长6油藏单井控制可采储量极限为0.45×104t。若对长6油藏丰度为45.0×104t/km­2的区域优先建产，最终采收率取19%，经计算可知，井网密度必须小于等于19口/km­2。

1.3考虑投资回报率

在谢尔卡乔夫公式的基础上，引入经济学投入与产出因素，得出计算经济最佳井网密度和经济极限井网密度的方法[2]，其简要计算方法如下：

（1-3）

（1-4）

综合各种数据，标定油价为40$/桶时，吴起油田薛岔区长6油藏经济最佳井网为15.35口/km­­2，经济极限密度为33.05口/km­­2。

2注采井数比分析

所谓合理的注采比，就是指在油田注水井和采油井的井底流压一定，开发总井数一定的条件下，油田能获得最高产液量的采油井和注水井的井数比。油层的吸水指数、采油指数及注水波及面积是合理注采比的基础。有了产液指数和吸水指数，低渗油藏的合理注采比[3,4,5]就可以用下式求出：

（1-5）

通过此公式，吸水指数和产液指数均采用各井平均值，计算出合理的注采井数比（见表1）

表1 合理注采井数比

通过理论计算和实际对比，薛岔区长6储层注采井数比与理论计算比偏低，要适时考虑部分油井转注以提高注采井数比。菱形反九点注采井网转变为矩形五点井网（见图1）。

注水井采油井 沿x方向的裂缝

（a）菱形反九点井网 （b）矩形五点井网

图1 菱形反九点注采井网转变为矩形五点井网

菱形反九点注采井网注采井数比偏低，初期保持了较多的采油井，便于提高采油速度。开发过程中，根据实际情况，调整井网使其变为矩形五点井网，进行强注强采。论文大全，数值模拟。

3合理井排距分析

一旦确定了井网密度，也就确定了注采井组的面积，相同面积的注采井组可以选择不同的井排距及合理的井排方向。低渗透油藏排距的大小与低渗透油藏基质岩块渗透率和裂缝密度有关，基质岩块渗透率越低，裂缝密度越小，排距应该越小，反之可以增大。对于特低渗透储层而言，只要能建立有效的驱替压力系统，即可说明排距合理。

经吴起油田薛岔区块长6储层20块岩心实验数据统计分析，得到如下低渗透储层渗透率与启动压力梯度关系曲线（见图2）；经周围区块数据统计分析，得到排距与注采井间的地层压力梯度关系曲线（见图3）。

储层平均渗透率为0.88×10-3μm2，根据拟合曲线得知长6储层的启动压力梯度为0.0713MPa/m。

当注采井距为250m时，地层能量主要消耗在距生产井65m—170m的范围内，其曲线形状表现为一平缓的压力梯度直线段；当注采井距从250m减小到80m时，曲线中平缓段消失，逐渐近于陡峭直线。结合图2和图3分析知，选择排距小于等于150m，长6储层中任一点的压力梯度均大于启动压力梯度，这样就可以形成有效的驱替系统。此外，考虑井排距太小而使局部井网密度太大，进而没有经济效益，为此合理的井排距确定为500m*150m。

图2 启动压力梯度与渗透率关系曲线

图3 排距与地层压力梯度关系

4井网形式适应性分析

裂缝性低渗透油藏井网是否合理，最关键的是井网部署与裂缝导流的配置关系是否合理，是否有后期调整余地。裂缝对油田开发有正反两方面影响。论文大全，数值模拟。论文大全，数值模拟。有利的是裂缝能够提供高渗通道增加油层出油能力和吸水能力，不利的是裂缝可能造成方向性水窜，降低注入水的波及系数，影响水驱效果。

吴起油田薛岔区块长6储层在钻取岩心时发现长6储层存在天然裂缝。根据吴起油田薛岔区最大主应力方向测试结果表明，本区主应力方向为NE68­­0。为了尽可能避免油井发生水窜，相比较正方形反九点井网，菱形反九点井网拉大了裂缝方向井距，缩小了侧向排距，有利于注入水均度推进。

此外，井网适应性的重要指标是该油藏的采收率和采油速度，对相同井网密度的矩形五点井网、正方形反九点井网、菱形反九点井网开展数值模拟研究。得到不同井网的采出程度与综合含水率、生产时间与采出程度关系曲线（见图4、图5）。

矩形五点井网注采比大于反九点井网，注水强度大，并且沿裂缝线状注水，即井排与裂缝走向一致，这样既避免了油井发生水窜，又可扩大压裂规模，提高油井产能和注水井注水能力。

图4　采出程度与综合含水率关系曲线

图5　生产时间与采出程度关系曲线

5结论和调整建议

吴起油田薛岔区块长6储层的主应力方向NE680。菱形反九点井网基本适合吴起油田长6储层特征，通过拉长裂缝方向油水井井距，延缓了见水时间。论文大全，数值模拟。此外，菱形反九点井网调整余地大，在开发的中后期，调整为矩形五点法，以期达到“稳油控水，增加经济效益”的目的。论文大全，数值模拟。

6符号注释

Ii—吸水指数，m3(MPa.d)-1；JL—产夜指数，m3(MPa.d)-1；—油水井数比；Nkmin为单井控制可采储量，104t/口；ER为采收率，%；为储量丰度，104t/km­2；s为井网密度，口/km­2；a为“井控面积”（根据实验或经验公式求得），ha/井；Sb为经济最佳井网密度，井/ha；N为原油地质储量，t；Vo为评价期间平均可采储量采油速度，小数；T为投资回收，a；为驱油效率，小数；c为原油商品率，小数；L为原油售价，元/t；P为原油成本，元/t；A为含油面积，ha；ID为单井钻井（包括射孔、压裂等）投资，元；IB为单井地面建设（包括系统工程和矿建等）投资，元；r为贷款年利率，小数；Sm为经济极限井网密度，井/ha。

参考文献
[1]姜瑞忠，侯建锋．低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系探讨[J]．大庆石油地质与开发，2002，21（2）：19—20．
[2]俞启泰．计算水驱砂岩油藏合理井网密度与极限井网密度的一种方法[J]．石油勘探与开发，1986，(4)：49—54．
[3]欧阳明华，谢丛娇．低渗油藏井网适应性研究——以张天渠油田长2油藏为例[J]．海洋石油，2004，24(2)：64—68．
[4]李道品．低渗透砂岩油田开发[M]．北京：石油工业出版社，1997．
[5]钟显彪．红岗萨尔图层低渗透砂岩油藏[M]．北京：石油工业出版社，1997．