蘆子溝地區(qū)長6油藏井網(wǎng)系統(tǒng)論證

張 章，朱玉雙，全洪慧

(1.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系/大陸動力學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)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(wǎng)系統(tǒng)一直是油田開發(fā)研究中的重要課題，實(shí)踐表明，井網(wǎng)系統(tǒng)的合理與否對油田開發(fā)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(fā)成敗的關(guān)鍵［1－3］。因此，低滲透油田井網(wǎng)系統(tǒng)的研究是油田開發(fā)技術(shù)政策研究中極為關(guān)鍵內(nèi)容。

蘆子溝地區(qū)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(gòu)造沉降較平緩的寬緩地帶，是南泥灣采油廠主力開發(fā)區(qū)域。長6油層是研究區(qū)主力產(chǎn)油層位，油層中部深度為684 m，主裂縫方向?yàn)楸逼珫|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(qū)長6油藏開發(fā)現(xiàn)狀

研究區(qū)開發(fā)始于1995年，一直靠自然能量進(jìn)行開采，采用不規(guī)則井網(wǎng)，井距在150～170 m，排距在80～130 m。分析采油井單井產(chǎn)能變化，在2006年10月之前總體保持穩(wěn)定，但有上下浮動(圖 1)，平均單井日產(chǎn)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(chǎn)能出現(xiàn)下降(圖1)，平均單井日產(chǎn)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(chǎn)量變化曲線

統(tǒng)計(jì)收集到的7口井壓力恢復(fù)測試資料，平均地層壓力為2.30 MPa，平均壓力系數(shù) 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(shù)最高值0.48(資料3井)為代表，與鄰區(qū)川口、安塞、青化砭等油田的油層壓力系數(shù)為0.8～0.9相比，這一值也偏低。

表1 測壓數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表

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

研究區(qū)長6油藏井網(wǎng)不完善程度較大，研究區(qū)局部區(qū)域仍屬于空白區(qū)，沒有形成統(tǒng)一規(guī)范的井網(wǎng)系統(tǒng)。因此，在完善井網(wǎng)系統(tǒng)的基礎(chǔ)上采取注水開發(fā)補(bǔ)充地層能量，是研究區(qū)實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的主要開發(fā)方向。

2 井網(wǎng)形式的選擇

井網(wǎng)的合理性主要從以下三個(gè)方面衡量:一是能否延長無水采油期、提高開發(fā)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(wǎng)調(diào)整是否具有較大的靈活性［5－6］。

對研究區(qū)選擇一塊約為5.11 km2范圍建立三維地質(zhì)模型(如圖2)，并在此基礎(chǔ)上進(jìn)行數(shù)值模擬，通過對菱形反9點(diǎn)、正方形反9點(diǎn)、反7點(diǎn)、菱形反5點(diǎn)和正方形反5點(diǎn)井網(wǎng)形式(如圖3)的開發(fā)指標(biāo)模擬預(yù)測對比，優(yōu)選出采油能力強(qiáng)并能有效控制含水率的最佳井網(wǎng)形式。

圖2 小區(qū)塊模擬范圍示意圖

圖3 井網(wǎng)示意圖

通過數(shù)值模擬發(fā)現(xiàn)研究區(qū)最合適的井網(wǎng)形式為菱形反9點(diǎn)，其日產(chǎn)油量、累計(jì)產(chǎn)油量、采收率等指標(biāo)都大于其他井網(wǎng)形式，菱形反9點(diǎn)的日產(chǎn)油量、累計(jì)產(chǎn)油量和采收率均比其它井網(wǎng)形式高;從含水率指標(biāo)上看，菱形反九點(diǎn)也相對較低，最高為正方形反9點(diǎn)(表2)。綜上所述，菱形反9點(diǎn)注采井網(wǎng)形式為研究區(qū)最佳井網(wǎng)形式。

3 井網(wǎng)密度

井網(wǎng)密度受儲層物性、非均質(zhì)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(fā)中影響開發(fā)技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的重要因素之一。

3.1 滿足采油強(qiáng)度的井網(wǎng)密度

油田的開發(fā)要達(dá)到一定的采油速度才能保證油田的高效開發(fā)，才能確保油田開發(fā)最終的經(jīng)濟(jì)效益最大化［6］。由采油速度確定的井網(wǎng)密度關(guān)系為:

式中:S為井網(wǎng)密度，口/km2;B為注采井?dāng)?shù)比;VO為采油速度;N為地質(zhì)儲量，t;qo為平均單井產(chǎn)量，t/d;TY為年有效生產(chǎn)時(shí)間，d;A為含油面積，km2。

南泥灣油田蘆子溝地區(qū)長6油藏采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，注采井?dāng)?shù)比為1:3，單井日產(chǎn)油0.56 t/d，年生產(chǎn)時(shí)間360 d，采油速度采用0.9%，計(jì)算出井網(wǎng)密度為33.44口/km2。

3.2 滿足最終采收率的井網(wǎng)密度

中國石油勘探開發(fā)研究院根據(jù)我國144個(gè)油田或開發(fā)單元的實(shí)際資料，按流度統(tǒng)計(jì)出最終采收率與井網(wǎng)密度的經(jīng)驗(yàn)公式［6］。當(dāng)流度小于5時(shí)，最終采收率與井網(wǎng)密度的經(jīng)驗(yàn)公式如下:

式中:S為hm2/井;ER為采收率，小數(shù)。

南泥灣油田蘆子溝地區(qū)長6層流度小于5，技術(shù)采收率為10%，計(jì)算得井網(wǎng)密度為39.74口/km2。

3.3 采用經(jīng)濟(jì)極限和經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度確定合理井網(wǎng)密度

中國石油勘探開發(fā)科學(xué)研究院開發(fā)所俞啟泰，在謝爾卡喬夫公式的基礎(chǔ)上，引入經(jīng)濟(jì)學(xué)投入與產(chǎn)出的因素，推導(dǎo)出計(jì)算經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度和經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度的方法，經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度是指總產(chǎn)出減去總投入達(dá)到最大時(shí)，亦即經(jīng)濟(jì)效益最大時(shí)的井網(wǎng)密度，經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度是總產(chǎn)出等于總投入，即總利潤為0時(shí)的井網(wǎng)密度［6］。其簡要計(jì)算方法如下:

式中:α為井網(wǎng)指數(shù)(根據(jù)實(shí)驗(yàn)或經(jīng)驗(yàn)公式求得)，ha/井;sb為經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度，ha/井;N為原油地質(zhì)儲量，t;Vo為評價(jià)期間平均可采儲量采油速度，小數(shù);T為投資回收期，a;ηo為驅(qū)油效率，小數(shù);c為原油商品率，小數(shù);L為原油售價(jià)，元/t;P為原油成本價(jià)，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(shè)(包括系統(tǒng)工程和礦建等)投資，元;r為貸款年利率，小數(shù);Sm為經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度，ha/井。

綜合鉆井成本900元/米，地面建設(shè)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(jì)算出:油價(jià)為4 500元/噸時(shí)，長6油藏經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度為30.03口/km2，經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度40.46口/km2。

根據(jù)“加三分差”的原則，即在經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度的基礎(chǔ)上，加最佳與經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度的差值的三分之一，作為經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度，表達(dá)式如下:

按上式計(jì)算，南泥灣油田蘆子溝地區(qū)長6油層的合理井網(wǎng)密度為 30.84口/km2。

綜合以上幾種方法，并結(jié)合三疊系同類已開發(fā)油田實(shí)際井網(wǎng)密度，南泥灣油田蘆子溝地區(qū)長6油層的合理井網(wǎng)密度為34口/km2。目前該地區(qū)井網(wǎng)密度為 35.02口/km2，與上述值較為接近。

目前研究區(qū)布井工作已經(jīng)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(yīng)力方向保持一致，即北偏東70度，綜合以上分析，開發(fā)方案設(shè)計(jì)在此基礎(chǔ)上進(jìn)行，我們不推薦進(jìn)行井排距的調(diào)整，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行經(jīng)網(wǎng)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(qū)大區(qū)選擇一塊約為5.11 km2范圍進(jìn)行數(shù)值模擬研究，也就是前面油藏工程論證里的數(shù)值模擬范圍(圖4)。通過對該小區(qū)塊進(jìn)行排狀注水方案的模擬，及其效果的預(yù)測，并與菱形反9點(diǎn)面積注水進(jìn)行比較，最終對排狀注水方案的可行與否進(jìn)行評價(jià)。

圖4 小區(qū)塊排狀注水井網(wǎng)部署圖

在本次研究過程中排狀注水共設(shè)計(jì)2種方案:

先期排狀注水方案:在一開始就將注水井網(wǎng)設(shè)計(jì)為排狀，且在2012年1月直接進(jìn)行排狀注水進(jìn)行水驅(qū)，預(yù)測至2030年;

后期排狀注水方案:在一開始注水井網(wǎng)設(shè)計(jì)為面積注水，待該井網(wǎng)形式下整體產(chǎn)油率出現(xiàn)大幅下降時(shí)改為排狀注水，即2019年1月(圖5)開始進(jìn)行排狀注水，預(yù)測至2030年。

先期排狀注水、后期排狀注水與菱形反9點(diǎn)面積注水兩種方案比較，旨在探討排狀注水最佳時(shí)機(jī)。

排狀注水方案中采油井與注水井?dāng)?shù)量比僅為1:1，模擬范圍內(nèi)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(diǎn)方案采油井與注水井?dāng)?shù)量比為3:1，菱形反九點(diǎn)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?dāng)?shù)量的大幅減少，致使模擬區(qū)域的累計(jì)產(chǎn)油量及采收率大幅下降，2012年進(jìn)行排狀注水方案下，2012年至2030年累計(jì)產(chǎn)油量僅為30.86×104m3，而菱形反九點(diǎn)方案中為42.765×104m3;在2019年開始調(diào)整為排狀注水中，2019年之后其采油井?dāng)?shù)量開始大幅減少，2012年至2019年采油井與菱形反九點(diǎn)方案中采油井?dāng)?shù)量一樣多，因此該方案至2030年時(shí)累計(jì)產(chǎn)油量比菱形反九點(diǎn)方案少，但是比自2012年開始排狀注水方案累計(jì)產(chǎn)油量多(表3)。

圖5 菱形反9點(diǎn)產(chǎn)油率示意圖

表3 排狀注水方案預(yù)測結(jié)果對比表(預(yù)測至2030年)

從表3中可以看出隨著注水井的井?dāng)?shù)增多、注水時(shí)間延長，累計(jì)注入量增多;但其累計(jì)產(chǎn)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(jì)產(chǎn)油量、累計(jì)產(chǎn)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(jì)產(chǎn)油關(guān)系圖

圖7 不同方案至2030年12月含水率關(guān)系圖

5 結(jié)語

(1)研究區(qū)一直采用自然能量開發(fā)，隨著自然能量的逐漸衰竭，目前地層壓力虧空嚴(yán)重，日產(chǎn)油量和產(chǎn)水量都明顯降低。需要完善井網(wǎng)、實(shí)施注水開發(fā)，補(bǔ)充地層能量，保證油井高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)。

(2)經(jīng)過油藏工程論證、數(shù)值模擬并結(jié)合研究區(qū)目前井網(wǎng)形式，得出適宜本區(qū)的最佳井網(wǎng)系統(tǒng)為:菱形反9點(diǎn)井網(wǎng)形式，井排方向與主裂縫方向一致，北偏東70度;井網(wǎng)密度為35.02口/km2;井距在150～170 m之間，排距在80～130 m。

(3)根據(jù)各排狀注水方案的開發(fā)指標(biāo)預(yù)測結(jié)果。綜合考慮累計(jì)產(chǎn)油量、采收率、含水率等因素，不建議研究區(qū)采用排狀注水方案。

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