低滲、特低滲油藏極限井距計算新方法

胡書勇，李勇凱，馬　超,2，尹昭云，陳　力（.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，成都60500；2.中國石油吉林油田分公司新民采油廠，吉林松源8000；.中海石油深圳分公司，廣東深圳58000；.中國石油渤海鉆探工程公司，天津0057）

低滲、特低滲油藏極限井距計算新方法

胡書勇1，李勇凱1，馬超1,2，尹昭云3，陳力4
（1.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，成都610500；2.中國石油吉林油田分公司新民采油廠，吉林松源138000；3.中海石油深圳分公司，廣東深圳518000；4.中國石油渤海鉆探工程公司，天津300457）

克服低滲透油層啟動壓力梯度所需的最小驅(qū)替壓力梯度所對應的注采井距，是注水井和生產(chǎn)井之間能夠建立有效驅(qū)動壓力系統(tǒng)的極限注采井距。采用一源一匯不等產(chǎn)量注采模型推導了注采井間主流線上驅(qū)替壓力梯度的新公式。新民油田扶楊油藏屬典型的低孔低滲油藏，結(jié)合該油藏實際開發(fā)特征計算出了注水井和生產(chǎn)井間能夠建立有效驅(qū)動壓力系統(tǒng)的極限井距，與常見的幾種極限井距計算方法進行對比表明，該方法能較好地應用于油田實際。

新民油田；低滲透油藏；啟動壓力梯度；驅(qū)替壓力梯度；極限井距

低滲透油藏由于巖性致密，微孔喉較多且結(jié)構(gòu)復雜，液固作用力強及啟動壓力梯度等因素，造成低滲透儲集層滲流阻力很大。而在實施注水開發(fā)時，只有當注采井間的驅(qū)替壓力梯度完全克服啟動壓力梯度時，才能建立起有效的驅(qū)動壓力系統(tǒng)。因此，研究注水井和生產(chǎn)井之間壓力梯度的分布和變化，確定合理的注采井距，從而建立有效的驅(qū)動壓力系統(tǒng)，對低滲透油田的合理開發(fā)具有極重要的意義。

目前，國內(nèi)關(guān)于低滲透油田有效驅(qū)動壓力系統(tǒng)的研究主要有2種方法：一是用評價指標csq來研究驅(qū)動壓力系統(tǒng)的有效性[1-2]。定義評價指標csq=αΔp/qo，當csq>1時，井網(wǎng)能夠滿足產(chǎn)能要求，認為壓力系統(tǒng)有效，csq越大，產(chǎn)能越高；二是采用一源一匯不等產(chǎn)量或等產(chǎn)量模型，以比較注采井間驅(qū)替壓力梯度與啟動壓力梯度大小的方式來判斷驅(qū)動壓力系統(tǒng)的有效性和計算技術(shù)極限井距[3-7]。在計算極限井距時，已有的文獻大多是將兩井間的中點處作為最小驅(qū)替壓力梯度點。本文重新推導了注采井間主流線上任意一點的驅(qū)替壓力梯度公式，并以此為理論基礎對新民油田扶楊油藏的注采壓力系統(tǒng)作出了評價。

1　有效驅(qū)替的極限注采井距計算

一源一匯不等產(chǎn)量模型主流線上任一點M離采油井的距離為R-r，離注水井的距離為r，生產(chǎn)井與注水井間的井距為R（圖1）。由壓力疊加得主流線上任一點M的壓力[8]

圖1　不等產(chǎn)量一源一匯示意

其中，采油井產(chǎn)量和注水井注入量分別為

將（2）式和（3）式代入（1）式得

（4）式對r求導可得一源一匯不等產(chǎn)量注采井間主流線上任意點的驅(qū)替壓力梯度為

由（5）式可知，只要確定了注采井距、生產(chǎn)井與注水井的井底壓力、地層壓力，便可得到注采井間主流線上的驅(qū)替壓力梯度分布情況。

由圖2可知，注水井與采油井之間的驅(qū)替壓力梯度先減小后增大，并在注采井間某個位置達到最小值Gmin，只有當這個最小值大于油藏啟動壓力梯度時才能建立起有效的驅(qū)動壓力系統(tǒng)。然而，相同驅(qū)替壓力，不同的注采井距R下存在不同的最小驅(qū)替壓力梯度，且其值隨注采井距R的增大而減小。當Gmin剛好等于啟動壓力梯度時，便可得到一個極限井距，記作能建立有效驅(qū)動壓力系統(tǒng)的極限注采井距。令A=(pe-pwf)/(pinf-pe)，（5）式對r求導，并令其等于0，便可得到r關(guān)于R的函數(shù)r=R/(A+1)，將其代入（5）式便可得到Gmin隨R的變化函數(shù)：

研究表明，低滲透儲集層啟動壓力梯度λ與滲透率K之間存在如下關(guān)系[9]：

圖2　注水井與采油井之間驅(qū)替壓力梯度分布

a，b由啟動壓力梯度與滲透率關(guān)系曲線回歸得到。

令（6）式與（7）式相等即可得到有效驅(qū)動壓力系統(tǒng)的極限井距rmax與各影響因素的關(guān)系式：

2　實例應用

新民油田扶楊油藏屬于斷塊巖性油藏，是典型的低孔低滲油藏，平均孔隙度為15.2%，平均滲透率為0.007 4 D，油藏連通性差，自然產(chǎn)能低。其主力油層為下白堊統(tǒng)泉頭組四段。2007年以來，研究區(qū)塊產(chǎn)量逐年下降，穩(wěn)產(chǎn)難度也漸大。局部已出現(xiàn)“注不進，采不出”的問題，在開發(fā)過程中難以建立有效的驅(qū)動壓力系統(tǒng)。

根據(jù)扶楊油藏啟動壓力梯度實驗數(shù)據(jù)，繪制出啟動壓力梯度與滲透率的關(guān)系曲線（圖3），通過曲線回歸可得啟動壓力梯度λ與滲透率K的關(guān)系如下：λ=0.097 6 K-0.362

圖3　新民油田扶楊油藏啟動壓力梯度與滲透率關(guān)系

按照前述方法計算，得到新民油田扶楊油藏的極限井距約為99 m，相關(guān)參數(shù)及由啟動壓力梯度與滲透率關(guān)系曲線擬合所得a，b如表1所示。

表1　新民油田扶楊油藏極限井距計算參數(shù)

分別用表2中的3種計算極限井距的方法計算研究區(qū)塊的技術(shù)極限井距，并結(jié)合儲集層壓裂情況（實際油井壓裂造縫50~100 m）得到合理技術(shù)注采井距，計算結(jié)果見表2.

2010年之前，研究區(qū)塊沿用表2中第2種方法計算所得的合理注采井距。但實際開發(fā)情況表明，新民油田扶楊油藏局部區(qū)塊出現(xiàn)了“注不進、采不出”的情況。這表明這些區(qū)塊注采井距過大，注采井間的驅(qū)動壓力系統(tǒng)沒能有效地建立。2010年對研究區(qū)塊井網(wǎng)進行了局部加密調(diào)整，目前一直沿用425 m×140 m和425 m×106 m交錯線狀注水開發(fā)井網(wǎng)，具有較好的開發(fā)效果。根據(jù)本文方法確定合理注采井距為150~ 200 m，與油田現(xiàn)階段的情況相符，這表明本文建立的計算方法能夠較好地應用于油田實際生產(chǎn)。

表2　新民油田扶楊油藏極限井距計算方法對比

3　結(jié)論

（1）低滲透油藏開發(fā)中，啟動壓力梯度對油藏開發(fā)有較大影響，油層有效驅(qū)動壓力系統(tǒng)的建立需要克服油水井間啟動壓力梯度。

（2）采用一源一匯不等產(chǎn)量注采模型推導出計算注采井間主流線上驅(qū)替壓力梯度的新公式。結(jié)合新民油田扶楊油藏的實際開發(fā)特征，計算出了注水井和生產(chǎn)井間能夠建立有效驅(qū)動壓力系統(tǒng)的技術(shù)極限井距，并對目前井網(wǎng)的適應性作出了評價。

符號注釋

a，b——相關(guān)回歸系數(shù)；

csq——驅(qū)動壓力系統(tǒng)評價指標；

C——常數(shù)；

G——驅(qū)替壓力梯度，MPa/m；

Gmin——注采井間主流線上最小驅(qū)替壓力梯度，MPa/m；

h——儲集層有效厚度，m;

K——地層滲透率，D；

Ko——油相滲透率，D；

Kw——地層水相滲透率，D；

pinf——注水井井底流壓，MPa；

pe——地層壓力，MPa；

pM——注采井間任一點M的壓力，MPa；

pwf——生產(chǎn)井井底流壓，MPa；

qo——采油井產(chǎn)量，m3/d；

qw——注水井注入量，m3/d；

r——注采井間主流線上任一點M離注水井距離，m；

re——油藏供給半徑，m；

rmax——極限井距，m；

rw——井筒半徑，m；

R——注水井與采油井之間的距離，m；

μw——地層水黏度，mPa·s；

μo——地層原油黏度，mPa·s；

λ——啟動壓力梯度，MPa/m；

α——與儲集層物性特征和油藏開發(fā)方式有關(guān)的常數(shù)；

Δp——生產(chǎn)壓差，MPa.

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A New Method for Calculating the Limit Production?Injection Well Spacing in Low(Ultra?Low)Permeability Reservoir

HU Shuyong1,LI Yongkai1,MA Chao1,2,YIN Zhaoyun3,CHEN Li4
(1.State Key Laboratory of Petroleum Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500, China;2.Xinmin Oil Production Plant,Jilin Oilfield Company,PetroChina,Songyuan,Jilin 138000,China;3.CNOOC Shenzhen Branch,PetroChina,Shenzhen,Guangdong 518000,China;4.Bohai DrillingEngineeringCo.,Ltd,PetroChina,Tianjin 300457,China)

The producer?injector spacing corresponding to the minimum displacement pressure gradient overcoming the start?up pressure gradient in low permeability reservoir is the limit well spacing for establishing effective displacement pressure system between producer and injector.According to producer?injector model of aniso?production one?source and one?convergence point,a new formula for displace?ment pressure gradient in main stream line between producer?injector is deduced and applied to Fuyang reservoir in Xinmin oilfield which belongs to a typical low porosity and low permeability reservoir.This paper takes account of the real status of the reservoir development and determines the limit well spacing for it by this new method.Comparing common calculation methods available,the result shows it can be well applied in practice.

low permeability reservoir;start?up pressure gradient;displacement pressure gradient;limit well spacing

TE313.4

A

1001-3873（2015）04-0480-03

10.7657/XJPG20150418

2015-01-12

2015-04-21

國家自然科學基金（51374181）

胡書勇（1973-），男，四川南充人，副教授，博士，石油工程，（Tel）15928115685（E-mail）601502253@qq.com.