低滲透油藏井網優(yōu)化及開發(fā)技術政策研究

毛文靜

（中國地質大學，武漢 430000）

低滲透油田開發(fā)在我國石油工業(yè)持續(xù)發(fā)展中的作用越來越重要，低滲透油田的科學研究、技術攻關和現(xiàn)場試驗都列入了國家重點和中國石油天然氣集團公司的重大項目。通過“九五”、“十五”和“十一五”前兩年的研究攻關和試驗，對低滲透油田的特征認識、開發(fā)決策和工藝技術的各個方面，都有了新的較大發(fā)展和提高，但到目前還有如復雜斷塊低滲透油藏的井網優(yōu)化和開發(fā)技術政策的制定等許多問題尚未能完全更好地解決。

1 井網優(yōu)化研究現(xiàn)狀

據(jù)前蘇聯(lián)、美國、加拿大等幾個國家統(tǒng)計，從四十年代開始，井網密度逐漸變稀；在四十年代以前，井網密度大于6.25口/km2；四十年代以后井網密度以6.25口/km2為主，五十年代以3.125口/km2為主，六十年代以 1.56～3.125口/km2為主。自七十年代以來，隨著油藏描述技術的發(fā)展，認識到非均質油藏內井網密度對采收率有著重大影響；隨著油田注水開發(fā)歷史的發(fā)展和挖掘剩余油潛力的需要，井網密度存在著由稀變密的趨勢，在這一時期不少油田設計的井網密度大多在 8.3～12.5口/km2。美國JPT編輯部，與20世紀 80年代初匯總了有代表性專家的意見，他們認為密井網可以改善不連續(xù)油層油田的注水開發(fā)效果，提高采油速度和采收率。

隨著油田生產實踐經驗教訓的積累、油藏工程研究的深入、原油價格的逐步調整和適應國民經濟建設發(fā)展的需要，許多油田對低滲透油田都進行了改善開發(fā)效果的綜合調整試驗，其主要內容是以合理加密井網為核心的，以搞好壓裂和注水為主要措施，進行綜合治理，普遍取得了良好的開發(fā)效果。合理的井網密度需要滿足4個條件：一要滿足采油速度，二要有高的控制程度和動用程度，三要有高的采收率，四要有好的經濟效益。需要從技術和經濟兩個方面進行井網密度合理優(yōu)化[1]。

1.1 井網密度的經濟界限

根據(jù)低滲透油田的地質特點，一般井距越小，井網越密，開發(fā)效果越好，最終采收率越高，但也要講經濟效益。井網太密，鉆井過多，會使經濟效益變差，甚至出現(xiàn)負經濟效益。

中國石油天然氣總公司開發(fā)生產部和北京石油勘探開發(fā)研究院研究的“全國‘八五’規(guī)劃加密井潛力分析，規(guī)定統(tǒng)一方法”里定義了單井平均日產油量經濟極限，是指一口油井投入的總費用與產出的總收入相等時的單井平均日產油量。井網密度經濟極限可以根據(jù)所定的平均單井日產油量經濟極限通過一系列計算得出。北京石油勘探開發(fā)研究院俞啟泰在前蘇聯(lián)院士謝爾卡喬夫推導的井網密度和采收率關系的基礎上，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。邵運堂等人利用謝爾卡喬夫的采收率與井網密度關系式推導了單井可采儲量、可采期的單井效益和單位面積總效益隨井網密度變化的關系式，以單位面積總效益最大化為準則推得了合理井網密度及其對應的采收率、單井可采儲量、可采期的單井效益和最大單位面積總效益，同時求出了經濟極限井網密度[2]。賈自力等（2005）根據(jù)采收率與及井網密度與注采井數(shù)比的關系，結合經濟評價和注采平衡分析的方法，提出一種新的確定水驅油田合理井網密度和合理注采井數(shù)比的方法。張鳳蓮等（2008）以采收率與井網密度關系式為基礎，考慮油田開發(fā)期限內原油銷售收入的將來值、開發(fā)投資的將來值和開發(fā)期限內維修管理費用的將來值，利用投入和產出的關系得到了低滲透油田合理井網密度及極限井網密度的計算方法。該方法可以對投入開發(fā)后的油田（油藏）是否具有繼續(xù)加密的可行性進行論證。

1.2 井網密度的技術界限

自1856年開始，達西定律成為研究地下流體運動規(guī)律的理論基礎，直到20世紀50年代，才在低速滲流研究中提出起始壓力梯度的概念。20世紀90年代以來，人們已普遍認同了低速非達西滲流、啟動壓力梯度等概念，并將其應用到實際油藏的技術政策界限研究中。由于低滲透儲集層存在啟動壓力梯度，油、水井之間往往存在低速高阻不易流動區(qū)，這是影響低滲油田開發(fā)效果的主要原因。所以確定低滲油藏的合理井網密度、井排距不能簡單套用中高滲透油藏的經濟合理井網密度、井排距模式。王端平等（2003）定義了低滲透油藏技術極限井距概念，并根據(jù)滲流流量方程和流速方程，結合實驗模型和現(xiàn)場資料提出了技術極限井距的計算方法。李忠興等（2004）以長慶油田某區(qū)塊為例，從低滲透油藏流體地下滲流機理出發(fā)，根據(jù)低滲透油田開發(fā)地質特征，建立 102個不同的地質模型，并運用數(shù)值模擬方法，對合理井排距比進行了研究，得到了確定低滲透油藏合理井排距比理論圖版。何賢科（2006）結合啟動壓力梯度與滲透率的關系，建立了最大注采井距與油藏滲透率的關系。熊敏（2006）基于均質地層等產量一源一匯穩(wěn)定徑向滲流源匯連線中點處的壓力，給出了由啟動壓力梯度計算極限注采井距的公式，并重新推導了定井底流動壓力注水和生產與定產量生產和定注水量注水兩種情況下計算了低滲透油藏的極限注采井距的公式。萬文勝等（2007）根據(jù)注水井的吸水能力建立合理井網密度關系式。唐伏平等（2007）根據(jù)等產量一源一匯滲流理論，結合啟動壓力梯度與滲透率的關系建立了低滲透油藏合理注采井距的確定方法，得到不同滲透率和注采壓差下合理注采井距理論圖版。孫黎娟等（2002）將油層啟動壓力梯度與油層液體流度關系統(tǒng)計規(guī)律應用到實際油藏中。研究了油藏合理注采井距和油藏層間動用狀況。谷維成等從低滲透油藏滲流機理和經濟效益兩方面出發(fā)，提出了確定低滲油藏的合理注采井距優(yōu)化方法。姜瑞忠等（2002）利用謝爾卡喬夫公式、前蘇聯(lián)經驗公式以及國內經驗公式，對低滲透油藏壓裂井網的水驅采收率與井網密度關系進行了探討，結果表明對于壓裂注采井網，特別是對實施大規(guī)模壓裂的低滲透油藏注采井網，利用已有經驗公式計算水驅采收率或進行經濟評價時有一定偏差，有必要建立低滲透油藏壓裂注采井網的水驅采收率與井網密度的經驗公式。

1.3 井網形式

油田開發(fā)方式和合理井網密度確定之后，合理布置注采井網也是一個十分重要的問題。低滲透油藏傳導能力差，生產能力低，大多數(shù)常規(guī)（即無裂縫的）低滲透油田都采用面積注水方式。而對于裂縫型低滲透油田，井網部署，特別是井排方向的部署是關乎注水開發(fā)成敗的關鍵問題。

1）復雜斷塊油田的井網形式[3]：復雜斷塊油田構造破碎復雜，斷層多、斷塊小、油水關系復雜，沒有統(tǒng)一的油水界面。針對復雜斷塊油藏的地質特點，用三角形井網為好。這是因為：一是三角形井網井排是交錯分布的，比較適應不規(guī)則的復雜斷塊油藏，也有利于落實小斷層和掌握透鏡體砂體的分布；二是復雜斷塊油田破碎，采用不規(guī)則點狀面積注水，三角形井網更容易形成比較完整的注采系統(tǒng)，注水波及系數(shù)高。復雜斷塊油藏要取得較好的注水開發(fā)效果，井網必須加密到一定程度，吸水指數(shù)提高，吸水層數(shù)相應增加，才能較強地注水，使注水見效程度提高。“頂密邊疏”是復雜斷塊油藏井網加密調整的主要形式，這是根據(jù)斷塊油藏的地質特點和注水方式確定的。

2）常規(guī)低滲透油田井網形式：大多數(shù)常規(guī)低滲透油田都采用面積注水方式。面積注水方式以油井為中心的井網布置形式有四點法、五點法、七點法、九點法、線狀行列方式和蜂窩狀系統(tǒng)等，如果以注水井為中心，則稱為反幾點。按照理論研究分析，油田注水井吸水能力特別高時，應該采用注水強度低的面積井網，如四點法或反九點法；吸水能力特別低時，應該采用注水強度大的面積注水井網，如七點法或九點法；一般情況下，五點法被認為是合理優(yōu)越的面積注水方式。大量油田實踐說明，油田開發(fā)初期，采用正方形井網反九點法的面積注水方式確實比較機動靈活，比較優(yōu)越。其他面積注水井網，如三角形的四點法，注采系統(tǒng)一定之后，基本上再沒有調整的余地。對于斷塊油田或者含油面積小的油田，其開發(fā)井網應該根據(jù)油藏和含油面積的幾何形態(tài)進行部署和調整，不一定按照正規(guī)井網和注采系統(tǒng)硬套[1]。

3）裂縫型低滲透油田井網形式：我國對裂縫型砂巖油田注水開發(fā)井網的研究和實踐大體上可分為四個階段。

第一階段，沿裂縫自然水線注水階段；為了研究裂縫型砂巖油田注水的規(guī)律，當時曾做過物理模擬實驗，證明沿裂縫方向注水，效果最好，沿裂縫注水比垂直與裂縫注水最終采收率要高出63%。

第二階段，將井排方向與裂縫方向錯開 22.5°；為了減緩沿裂縫方向油井過早見水和暴性水淹的矛盾，吉林新立油田首先將井排方向與裂縫方向錯開 22.5°。乾安油田以及大慶的朝陽溝油田等都是這種做法。初期效果較好，注水井兩邊的油井見水時間延長，水淹時間推遲，開發(fā)指標較好。但由于不是垂直與裂縫方向驅油，注水井注入的水仍然沿著裂縫方向向生產井排竄進，與相隔兩個井位的生產井形成水線，生產井見水后不僅含水率上升速度快，甚至遭到暴性水淹，而且因為每口生產井都有水線，油田開發(fā)中后期很難再進行調整和治理。

第三階段，井排方向與裂縫方向錯開45°；這種方式沿裂縫方向井距大，可以延長該方向油井的見水時間。除裂縫方向外，注入水為垂直方向驅油，可以避免生產井暴性水淹。初期開發(fā)效果比較好，中后期有利于調整為沿裂縫方向的線狀注水方式[4]。劉子良等（2003）在總結認識吉林油區(qū)已開發(fā)裂縫性低滲透油田采用過的四種注采井網的經驗和教訓基礎上，認為開發(fā)初期應采用小排距菱形反九點法面積注水，開發(fā)后期調整為線狀注水，井排方向與裂縫走向平行。

第四階段，進一步縮小排距的調整和試驗階段；發(fā)展到目前階段，對“注水井排方向一定要平行裂縫發(fā)育方向的觀點”，大家已取得共識。新的研究試驗顯示，人們不再強調“井排方向于裂縫方向呈多少度夾角”問題，而把注意力主要集中在“合理井排距”方面。史成恩等（2002）根據(jù)長慶油區(qū)特低滲透油田開發(fā)實踐，按照最佳配置裂縫系統(tǒng)、井網系統(tǒng)、注采系統(tǒng)的原則，數(shù)值模擬了正方形反九點、菱形反九點、矩形井網形式開發(fā)效果，得到了合理井排距。周錫生等（2003）模擬計算了不同裂縫參數(shù)、不同井網形式及不同注水方式組合的多個方案，結合大慶外圍油藏河道砂體特征和經濟效益評價，對裂縫性低滲透砂巖油藏合理井網進行了深入的研究，提出兩排注水井夾兩排油井的菱形井網是裂縫性低滲透砂巖油藏的合理井網形式和井網參數(shù)，同時給出了裂縫性低滲透砂巖油藏菱形井網合理井距。

2 注采技術政策研究現(xiàn)狀

2.1 合理井底流壓

確定采油井合理的流動壓力界限一直是油藏工程研究的重要課題。眾所周知，在井底流動壓力大于飽和壓力的條件下，隨著井底流動壓力的降低，油井產油量成正比例增加；當井底流動壓力低于飽和壓力以后，由于井底附近油層中原油脫氣，使油相滲透率降低，隨著流動壓力的降低，產量增長速度將會減慢。礦場系統(tǒng)試井資料表明：當流動壓力降低到一定界限以后，再降低流動壓力，油井產量不但不再增加，而且還會減少。這一流壓值可以作為采油井合理流動壓力的下限值。我們稱之為油井的最低允許流動壓力。井底壓力低于該值以后，由于原油脫氣嚴重，將會影響采油井生產能力的正常發(fā)揮[5]。王俊魁等（1999）建立了一種新型的油井流入動態(tài)曲線方程，可用于不同流動壓力下油井流入動態(tài)的計算，從理論上解釋了礦場系統(tǒng)試井中流入動態(tài)曲線向壓力軸偏轉并出現(xiàn)最大產量點等實際問題。胥元剛（2005）、李曉良（2007）等考慮啟動壓力梯度建立了低滲透油藏的產能方程。阮敏（2001）考慮了壓敏效應對低滲透油藏產能方程的影響。郝明強（2006）建立了考慮油藏壓敏效應的穩(wěn)態(tài)產能預測模型。王厲強（2006）等人從變形介質入手，建立了壓力敏感油藏達西滲流的 IPR曲線方程。文華等（2007）綜合考慮啟動壓力梯度和壓力敏感效應對油藏滲流的影響，與有效和液相相對流動能力方程相結合，建立了具有最大產量點的低滲透壓力敏感油藏直徑流入動態(tài)方程。

2.2 合理注水強度

注水強度是油藏注水開發(fā)的重要參數(shù)之一，合理的注水強度有利于提高油藏的開發(fā)水平。注水強度除滿足地層能量需要外，還應考慮異常壓力層的形成和套損的影響。目前，油藏合理注水強度的確定方法主要有：從油藏開發(fā)整體注采平衡需要，用數(shù)值模擬的方法；利用注水強度與采油速度、注采井距關系方法；從注水井吸水指示曲線分析確定；利用儲層巖石的毛管力曲線方法[6]。

2.3 合理注水時機

大量生產實踐表明，低滲透油田投產后，如果能量補充不及時，地層壓力會大幅度下降，油井產量迅速遞減，采油指數(shù)嚴重縮小，年遞減率可達25%～45%，采出1%的地質儲量地層壓力下降3～4MPa。以后即使地層壓力上升，油井產量和采油指數(shù)也難以恢復。通過近些年的科學實驗，初步認識到這就是壓敏效應即“流固耦合”作用的結果。從生產實踐到理論研究，對低滲透油田要保持初期的生產能力和較好的開發(fā)效果，最好不要讓地層壓力下降，為此應采用早期-先期注水的開發(fā)方式[1]。對于復雜斷塊油藏，由于斷塊切割和巖性變化使得油層連通性較差，加之大多數(shù)斷塊邊水也不活躍，天然能量有限。因此要保持高產穩(wěn)產，對多數(shù)復雜斷塊來說，必須堅持適時注水并保持地層壓力的開采原則[3]。

王端飛等（2003）從水井注水時機、采油井投產時機、注水井最大流動壓力、采油井合理流壓、超前注水適應條件、超前注水實施要求等六個方面對超前注水技術措施進行了闡述。唐建東等（2007）提出了一種低滲透油藏超前注水合理時機的計算方法，并從理論上進行了驗證，研究了低滲透油藏超前注水合理時機與滲透率的關系。王道富等（2007）通過室內實驗、滲流理論、數(shù)值模擬以及礦場試驗研究，建立了低滲透油藏非線性滲流數(shù)學模型，提出在超前注水期采用保持合理地層壓力水平、注水壓力、注水強度和注水時機的開發(fā)技術的。

2.4 合理注水壓力

采用注水方法控制油田動態(tài)變化，研究選擇合理的注水壓力這是很自然的一件事。但選擇什么條件或指標確定合理注水壓力卻一直沒有共同遵守的原則，當然對于合理注水壓力的概念也就不可能有統(tǒng)一的認識，定義也不可能一致。歸納起來有下述幾種：①在多層合采條件下能使每個層都能同時吸水、每個層都能同時出油的壓力為合理注水壓力；②基于油層的非均質性，認為使每個層都能同時吸水的要求過于苛求，因此建議將合理注水壓力定義為能使絕大多數(shù)油層同時吸水的壓力為合理注水壓力；③合理注水壓力必須考慮油田產量指標的完成，定義在注采平衡的前提下能保證油田達到一定采油量時的注水壓力為合理注水壓力；④一種觀點認為合理注水壓力必須考慮油田套管的安全。因此定義合理注水壓力應小于或等于油層的破裂壓力。趙勇勝等（2000）對最后一種合理注水壓力定義所考慮的因素是認同的，并定義：在不產生威脅套管安全應力前提下,并能獲得最大產液量的注水壓力為合理注水壓力。梁衛(wèi)東等（2004）通過實驗分析了巖石破裂的影響因素，得出了油藏破裂的壓力計算公式，并根據(jù)射孔頂界油層特征和注水壓力損失狀況，確定了合理注水壓力公式。周振華等（2005）以無源地震測試結果為基礎的擬泊松比法確定的注水壓力上限較好地適應新站低滲透油田開發(fā)的需要。

2.5 合理注采比

注采比是表征油田注水開發(fā)過程中注采平衡狀況，反映產液量、注水量與地層壓力之間聯(lián)系的一個綜合性指標，是規(guī)劃和設計油田注水量的重要依據(jù)。合理的注采比是保持合理的地層壓力，從而使油田具有旺盛的產液、產油能力，降低無效能耗，并取得較高原油采收率的重要保證。所以，根據(jù)油田實際地質特點與開發(fā)狀況，有的放矢地調節(jié)注采比，對地層壓力水平進行能動地控制，是實現(xiàn)整個開發(fā)注采系統(tǒng)最優(yōu)化的一個重要方面[7]。鐘德康等（2002）根據(jù)水驅油理論和注采平衡原理，推導和建立了受多因素調控的注采比預測模型，適用于在裂縫發(fā)育程度不同的各油田進行各含水階段的注采比預測。牛世忠等（2005）應用物質平衡法計算注采比。

3 結論與認識

1）合理的井網密度需要滿足4個條件：一要滿足采油速度，二要有高的控制程度和動用程度，三要有高的采收率，四要有好的經濟效益。需要從技術和經濟兩個方面進行井網密度合理優(yōu)化。

2）油田開發(fā)方式和合理井網密度確定之后，合理布置注采井網成為重要問題。針對不同類型的油藏，采用相應的井網形式。

3）確定合理的井底流壓、注水強度、注水時機、注水壓力、注采比，不斷優(yōu)化和調整開發(fā)技術政策，滿足油田實際生產需要。

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