寶浪油田寶北區(qū)塊Ⅰ—Ⅱ油組合理注采井距研究

黃金山

（中國(guó)石化集團(tuán)油田勘探開(kāi)發(fā)事業(yè)部，北京100728）

寶浪油田寶北區(qū)塊Ⅰ—Ⅱ油組合理注采井距研究

黃金山

（中國(guó)石化集團(tuán)油田勘探開(kāi)發(fā)事業(yè)部，北京100728）

寶浪油田寶北區(qū)塊儲(chǔ)層滲透率低，Ⅰ—Ⅱ油組當(dāng)前注采井距為260 m，難以建立有效驅(qū)動(dòng)體系。應(yīng)用啟動(dòng)壓力梯度法、低滲透油藏經(jīng)驗(yàn)公式法和壓力恢復(fù)測(cè)試法，對(duì)研究區(qū)技術(shù)極限合理注采井距進(jìn)行了研究，3種方法計(jì)算的合理注采井距分別為174，170和168 m。分析寶北區(qū)塊Ⅰ—Ⅱ油組調(diào)整井新井投產(chǎn)或老井上返補(bǔ)孔初期產(chǎn)油量統(tǒng)計(jì)結(jié)果可知，平均單井初期產(chǎn)油量約為6 t/d，現(xiàn)有井網(wǎng)條件下單井控制石油地質(zhì)儲(chǔ)量為0.93×104t，利用經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度對(duì)研究區(qū)的合理注采井距進(jìn)行了研究，在油價(jià)為70美元/bbl時(shí)，經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為35口/km2，合理注采井距為169 m。

低滲透油藏合理注采井距壓力梯度注水寶北區(qū)塊

寶浪油田寶北區(qū)塊歷經(jīng)10余年注水開(kāi)發(fā)，采出程度為18.05%，綜合含水率為61.39%，已經(jīng)進(jìn)入中高含水期，地下油水分布關(guān)系非常復(fù)雜，水驅(qū)效果差［1-2］，儲(chǔ)層存在注水強(qiáng)度過(guò)高，部分井注不進(jìn)的現(xiàn)象。當(dāng)前寶北區(qū)塊注采井距為260 m，是按初期平均滲透率為19.9×10-3μm2設(shè)計(jì)的，對(duì)于Ⅰ—Ⅱ油組，同樣具有經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)價(jià)值的薄油層（平均滲透率為8.81× 10-3μm2）注采井距偏大。為此，筆者針對(duì)寶北區(qū)塊目前的開(kāi)發(fā)狀況，利用現(xiàn)有的注采井距計(jì)算方法，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)資料，對(duì)研究區(qū)的合理注采井距進(jìn)行了研究，以期為改善研究區(qū)開(kāi)發(fā)效果提供參考。

1 區(qū)域概況

寶浪油田寶北區(qū)塊位于寶浪蘇木構(gòu)造帶西北端，內(nèi)部斷裂及裂縫極其發(fā)育，構(gòu)造復(fù)雜。研究區(qū)構(gòu)造為兩翼非對(duì)稱式背斜，呈北西南東向展布，中部向東突出［3］。寶北區(qū)塊Ⅰ—Ⅱ油組平均有效滲透率為1.374×10-3μm2，平均有效孔隙度為13.225%，地層壓力為19.92 MPa，生產(chǎn)壓差為9 MPa，地層原油粘度為0.5 mPa·s，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，屬于典型的低孔低滲透砂巖油藏。

2 技術(shù)極限合理注采井距

低滲透油藏具有低孔低滲透、啟動(dòng)壓力高的特點(diǎn)，其滲流特征不符合達(dá)西滲流規(guī)律。實(shí)際生產(chǎn)中表現(xiàn)出單井產(chǎn)量低、產(chǎn)量下降快、穩(wěn)產(chǎn)狀況差、注水壓力高、開(kāi)采速度和采收率低等特點(diǎn)。在開(kāi)發(fā)過(guò)程中，井距大及層間干擾等因素導(dǎo)致注水見(jiàn)效差（或不見(jiàn)效）、油層難以啟動(dòng)情況尤為突出。合理注采井距的計(jì)算須考慮儲(chǔ)層物性、砂體展布、滲流狀況、啟動(dòng)壓力梯度、開(kāi)采工藝等條件的限制［4-11］，單獨(dú)考慮某一因素確定井距并不合理，因此需要綜合比對(duì)各種計(jì)算方法，確定最終合理井距。筆者主要利用啟動(dòng)壓力梯度法、低滲透砂巖油藏井距經(jīng)驗(yàn)公式和壓力恢復(fù)測(cè)試法對(duì)研究區(qū)的合理注采井距進(jìn)行了綜合研究。

2.1 啟動(dòng)壓力梯度法

在一定注采壓差下，采油井處在擬達(dá)西流或接近擬達(dá)西流狀態(tài)下的徑向距離稱為技術(shù)極限生產(chǎn)半徑。在注水井周?chē)幵跀M達(dá)西流或接近擬達(dá)西流狀態(tài)下的徑向距離稱為技術(shù)極限注水半徑。技術(shù)極限生產(chǎn)半徑與技術(shù)極限注水半徑之和即為技術(shù)極限注采井距。當(dāng)技術(shù)極限井距大于經(jīng)濟(jì)極限井距時(shí)，按經(jīng)濟(jì)合理井距來(lái)部署井網(wǎng)；當(dāng)技術(shù)極限井距小于經(jīng)濟(jì)極限井距時(shí)，有2種方法進(jìn)行有效設(shè)計(jì)：①進(jìn)行壓裂設(shè)計(jì)，彌補(bǔ)技術(shù)極限井距和經(jīng)濟(jì)極限井距的差值；②縮小井距。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，滲透率越低啟動(dòng)壓力梯度越高，分段擬合不同滲透率下的啟動(dòng)壓力梯度更為準(zhǔn)確。當(dāng)滲透率小于1×10-3μm2，為1×10-3～10×10-3μm2和大于10×10-3μm2時(shí)，啟動(dòng)壓力梯度分別為

式中：G為啟動(dòng)壓力梯度，MPa2/m；K為滲透率，10-3μm2。

根據(jù)滲流理論，油藏的注采井連線中點(diǎn)處滲流速度最小，壓力梯度亦相應(yīng)最小，只有當(dāng)中點(diǎn)處的壓力梯度大于啟動(dòng)壓力梯度，液體才能流動(dòng)。由產(chǎn)量公式推導(dǎo)出主流線中點(diǎn)處的啟動(dòng)壓力梯度為

式中：G0為主流線中點(diǎn)處啟動(dòng)壓力梯度，MPa2/ m；pw為注水井井底流壓，MPa；po為采油井井底流壓，MPa；L為注采井距，m；rw為井筒半徑，m。

當(dāng)滲透率為8.81×10-3μm2時(shí)，由式（1）可得啟動(dòng)壓力為0.005 97 MPa/m。由于這是在實(shí)驗(yàn)條件下，利用單相流體擬合得到的，而實(shí)際油藏是油水兩相，根據(jù)實(shí)驗(yàn)研究可知，當(dāng)滲透率為10×10-3μm2時(shí)，油水兩相流的啟動(dòng)壓力梯度比單相流的啟動(dòng)壓力梯度大10倍；且滲透率越小，相差越大，其差值至少在10倍以上。由于寶北區(qū)塊I—II油組薄油層的平均滲透率為8.81×10-3μm2，所以按油水兩相滲流時(shí)的啟動(dòng)壓力梯度比單相時(shí)大11倍計(jì)算；I—II油組注采壓差為45 MPa，井筒半徑為0.063 m，由式（4）計(jì)算可得，極限注采井距為174 m。

若按照油田開(kāi)發(fā)初期平均滲透率為19.9×10-3μm2計(jì)算，由式（2）和式（4）可計(jì)算出合理注采井距約為260 m，說(shuō)明開(kāi)發(fā)初期設(shè)計(jì)的井距是合理的。利用啟動(dòng)壓力梯度法確定合理注采井距須考慮儲(chǔ)層滲透率。隨著油田開(kāi)發(fā)，低滲透油藏儲(chǔ)層物性會(huì)發(fā)生變化，不同時(shí)期的注采井距會(huì)有所變化。

2.2 低滲透油藏井距經(jīng)驗(yàn)公式

勝利油區(qū)對(duì)低滲透儲(chǔ)層進(jìn)行了大量的實(shí)驗(yàn)和經(jīng)驗(yàn)總結(jié)，得出了適合于低—特低滲透油藏的井距經(jīng)驗(yàn)公式［11-12］，即

式中：rH為極限半徑，m；Δp為生產(chǎn)壓差，MPa；Ke為有效滲透率，10-3μm2；μ為地層原油粘度，mPa·s。

由寶北區(qū)塊Ⅰ—Ⅱ油組壓力恢復(fù)測(cè)試解釋成果可知，油組平均有效滲透率為1.374×10-3μm2，地層壓力為19.92 MPa，地層原油粘度為0.5 mPa·s，井底流壓為10～12 MPa，生產(chǎn)壓差為9 MPa，由式（5）計(jì)算可得研究區(qū)極限注采井距約為170 m。該方法考慮了地層原油粘度對(duì)儲(chǔ)層滲流的影響，在低滲透砂巖油藏合理注采井距計(jì)算中被各油田認(rèn)可。

2.3 壓力恢復(fù)測(cè)試法

根據(jù)寶北區(qū)塊壓力恢復(fù)測(cè)試解釋成果可得泄油半徑與平均有效滲透率的關(guān)系為

式中：Re為泄油半徑，m。

寶北區(qū)塊Ⅱ油組壓力恢復(fù)測(cè)試解釋成果表明，該油組調(diào)查半徑為36.91～287 m，平均有效滲透率為1.374×10-3μm2，由式（6）計(jì)算的泄油半徑約為84 m，即合理注采井距約為168 m。

壓力恢復(fù)測(cè)試法計(jì)算合理注采井距以平均有效滲透率為主要參數(shù)，對(duì)于儲(chǔ)層非均質(zhì)性較弱的油藏較為實(shí)用。對(duì)于非均質(zhì)性較強(qiáng)的油藏，該方法計(jì)算出的合理注采井距在高孔高滲透區(qū)會(huì)形成優(yōu)勢(shì)滲流通道甚至水淹，在低孔低滲透區(qū)則會(huì)因井距偏大而無(wú)法形成有效驅(qū)替。

3 經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度和合理注采井距

3.1 新鉆調(diào)整井初期產(chǎn)油量

根據(jù)文獻(xiàn)［13］中單井初期平均產(chǎn)油量的計(jì)算式可得出寶北區(qū)塊加密調(diào)整井初期產(chǎn)油量經(jīng)濟(jì)界限，在不同油價(jià)和綜合遞減率下，單井初期平均產(chǎn)油量經(jīng)濟(jì)界限見(jiàn)表1。由表1可知，在油價(jià)為70美元/bbl，綜合遞減率為12%時(shí)，寶北區(qū)塊調(diào)整井單井初期平均產(chǎn)油量為2.6 t/d，隨著油價(jià)的上升，產(chǎn)油量也隨之下降。根據(jù)近年寶北區(qū)塊Ⅰ—Ⅱ油組調(diào)整井新井投產(chǎn)或老井上返補(bǔ)孔初期產(chǎn)油量統(tǒng)計(jì)可知，單井初期平均產(chǎn)油量約為6 t/d。因此在寶北區(qū)塊Ⅰ—Ⅱ油組部署新井是具有經(jīng)濟(jì)效益的。

表1 寶北區(qū)塊新鉆調(diào)整井不同油價(jià)下單井初期平均產(chǎn)油量經(jīng)濟(jì)界限 t/d

3.2 單井控制石油地質(zhì)儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)界限

單井控制石油地質(zhì)儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)界限是指在一定的油價(jià)下，平均單井可采儲(chǔ)量的總收入在扣除了各項(xiàng)稅賦外，應(yīng)大于或等于平均單井的總投入，其計(jì)算式為

式中：Νomin為單井控制石油地質(zhì)儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)界限，104t；ID為單井總投資（包括鉆井、地面建設(shè)和射孔投產(chǎn)），元；R為投資貸款利率，%；T為加密井經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)期，a；β為油井系數(shù)，即油水井總數(shù)與油井?dāng)?shù)的比值；αo為原油商品率，%；Po為原油價(jià)格，元/t；O為噸油操作費(fèi)，元/t；TAX為稅率，元/t；ω為氣油價(jià)值比；Wi為開(kāi)發(fā)評(píng)價(jià)年限內(nèi)可采原油采出程度，%。

由式（7）可得寶北區(qū)塊加密調(diào)整井在油價(jià)分別為45，50，55，65，70和75美元/bbl時(shí)，單井控制石油地質(zhì)儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)界限分別為0.97×104，0.82×104，0.71× 104，0.63×104，0.57×104和0.47×104t?，F(xiàn)有井網(wǎng)條件下寶北區(qū)塊單井控制石油地質(zhì)儲(chǔ)量為0.93×104t。從單井控制石油地質(zhì)儲(chǔ)量上看，寶北區(qū)塊Ⅰ—Ⅱ油組進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整也是具有一定潛力的。

3.3 合理注采井距

從經(jīng)濟(jì)上考慮，當(dāng)加密井增加可采儲(chǔ)量的經(jīng)濟(jì)價(jià)值大于加密井的總投入時(shí)，則加密井在經(jīng)濟(jì)上是合理的，當(dāng)兩者相等時(shí)，即是井網(wǎng)密度的經(jīng)濟(jì)界限，其計(jì)算式為

式中：fmin為經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度，口/km2；No為石油地質(zhì)儲(chǔ)量，104t；Ao為含油面積，km2；ER為原油采收率，%。

根據(jù)文獻(xiàn)［13］中單井初期平均產(chǎn)油量的計(jì)算式，結(jié)合式（7）和式（8）可得寶北區(qū)塊不同油價(jià)、不同層系的經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度，研究區(qū)為不規(guī)則五點(diǎn)井網(wǎng)，折合成不同油價(jià)下的合理注采井距見(jiàn)表2。由表2可看出，在油價(jià)為70美元/bbl時(shí)，寶北區(qū)塊經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度為35口/km2，井距為169 m，而目前寶北區(qū)塊井網(wǎng)密度為14.7口/km2。該方法充分考慮了生產(chǎn)成本和經(jīng)濟(jì)效益，是現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)的重要參考指標(biāo)，合理注采井距的制定必須小于經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度下的合理注采井距。

表2 寶北區(qū)塊不同油價(jià)下經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度和合理注采井距

4 結(jié)束語(yǔ)

寶浪油田寶北區(qū)塊Ⅰ—Ⅱ油組開(kāi)發(fā)過(guò)程中儲(chǔ)層非均質(zhì)性發(fā)生變化，現(xiàn)有注采井距符合最初注采開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)，但不滿足當(dāng)前注采需要。利用啟動(dòng)壓力梯度法、低滲透油藏井距經(jīng)驗(yàn)公式和壓力恢復(fù)測(cè)試法計(jì)算的技術(shù)極限合理注采井距分別為174，170和168 m；寶北區(qū)塊經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度為35口/km2，井距為169 m。研究中發(fā)現(xiàn)，考慮啟動(dòng)壓力梯度的合理注采井距主要取決于儲(chǔ)層的滲透率，該方法計(jì)算結(jié)果相對(duì)可靠，適用于普通低滲透砂巖油藏合理注采井距的計(jì)算。

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編輯武云云

TE34

A

1009-9603（2014）02-0038-03

2013-12-10。

黃金山，男，高級(jí)工程師，從事油田開(kāi)發(fā)研究及技術(shù)管理工作。聯(lián)系電話：（010）59968519，E-mail：huangjs@sinopec.com。