低渗透油田加密调整注采井距适配新方法*

全宏

低渗透油田加密调整注采井距适配新方法*

焦红岩1；2董明哲1肖淑明2全宏2

1中国石油大学（华东）石油工程学院；2中国石化胜利油田分公司现河采油厂

史深100沙三中低渗透油田反九点注采井网在加密调整过程中，开展了技术极限井距、经济极限以及经济合理井距研究。针对低渗透油田储层厚度变化大、储量丰度不均匀、储层非均质性强的特点，建立了考虑油层厚度、有效渗透率等因素下的注采井距优化图版；针对现注采井网井距不规则性，提出了新钻井点位置、压裂改造半缝长的确定方法，保障了井网加密调整的经济技术可行性，形成了低渗透油田井网加密调整过程中注采井距适配技术模式。

低渗透油田；反九点注采井网；加密调整；井距

史深100沙三中油藏为东营三角洲前缘滑塌浊积砂岩，储层连片发育，但厚度变化快，厚度在1.2～15.1m，储层平面非均质性强，渗透率级差高达30.2倍，平均渗透率为13.3×10-3μm2，具有孔隙、裂缝双重介质特征[1-2]。史深100沙三中低渗透油田反九点注采井网在加密调整过程中，开展了技术极限井距、经济极限以及经济合理井距研究。针对低渗透油田储层厚度变化大、储量丰度不均匀、储层非均质性强的特点，建立了考虑油层厚度、有效渗透率等因素下的注采井距优化图版；针对现注采井网井距不规则性，提出了新钻井点位置、压裂改造半缝长的确定方法，保障了井网加密调整的经济技术可行性，形成了低渗透油田井网加密调整过程中注采井距适配技术模式。

1 井距关系图版建立

1.1不同油层厚度下的经济极限井距计算

经济极限井距是指经济极限井网密度下对应的井距，经济极限井网密度为单位面积总井对应可采储量的价值等于总井基本建设总投资和开发期内操作费用的总和，即井数再增加将出现经济效益亏损。

经济极限井网密度与储量丰度关系式[3]为

式中Slim为经济极限井网密度（口/km2）；ER为采收率（%）；Ro为采出程度（%）；Rinj为注采井数比；Co为油价(元/t)；Cc为操作费用（元/t）；Ctax为税收及管理费（元/t）；Rsp为原油商品率；ID为钻井投资（元）；RDM为地面建设投资与钻井投资之比；Cwo为油水井作业费用（元/年）；t为预测生产时间（年）；D为储量丰度（104t/km2）。

在均匀井网条件下，井距与井网密度关系为

式中S为井网密度（口/km2）；d为井距（m）。

1.2 不同油层厚度下的经济合理井距计算

经济合理井距是指经济合理井网密度下的井距，经济合理井网密度为单位面积加密到最后一口井时的井网密度，在该井网密度条件下，最后一口加密井新增可采储量的价值等于这口井基本建设总投资和投资回收期内操作费用的总和[4]。

通过迭代求解，就可以得到不同储量丰度下的经济合理井网密度，根据式（2）可以得到经济合理井距，根据储量丰度与油层厚度关系可以得到不同油层厚度下的经济合理井距。

1.3 不同有效渗透率下技术极限井距计算

技术极限井距是指能够建立有效驱替的最大井距，超过该井距后，水驱无法见效。根据胜利油田经验公式，技术极限井距与有效渗透率关系如下

式中dlim为技术极限井距（m）；Pe为供给压力（MPa）；Pw为井底流压（MPa）；Ko为有效渗透率（mD）；μo为地下原油黏度（mPa·s）。

1.4 不同油层厚度、有效渗透率下井距关系图版

利用上述三种井距计算公式，可得到图1所示的史深100不同油层厚度、不同渗透率条件下的注采井距关系图版。

图1 不同油层厚度、有效渗透率条件下注采井距

通过该图版可以看出，在满足技术极限井距前提下，在厚度大、丰度高、物性好的区域注采井距应尽量满足经济合理井距，丰度低、厚度薄、物性差的区域注采井距必须满足技术极限井距，应用该图版指导了史深100不同区域的矢量加密调整。

2 矢量化加密调整方式优化

由于原反九点面积注采井网井距不规则，对加密井点带来不确定性。根据储量丰度与储层物性的差异，确定技术极限井距、经济极限井距以及经济合理井距，并根据三者之间的关系制定不同对策。

（1）原井距小于等于技术井距时，保持原井网不变。

（2）原井距大于技术井距且加密后井距也大于经济极限井距时，采取钻新井矢量加密，图2为反九点注采井网加密前后及新钻井点示意图。协同考虑沉积微相的展布，新钻井点位置为

式中d1为新钻井点距老油井井排的距离（m）；d2为新钻井点距老水井井排的距离（m）；k1⋅h1、k2⋅h2为考虑主沉积微相方向上井点的地层系数（mD·m）。

图2 反九点注采井网加密前后及新钻井点示意图

（3）原井距大于技术井距而加密井距小于经济井距，优化老井压裂半缝长，采取矢量压裂，图3为矢量压裂裂缝长度确定示意图。压裂半缝长（或径向钻井）的计算公式为

式中L为压裂半缝长（m）；d1为实际注采井距（m）；d2为技术极限井距（m）；θ为注采井连线与地应力方位角（°）。

图3 矢量压裂裂缝长度确定示意图

3 应用效果分析

在史深100沙三中油田实施加密调整新钻油井41口，平均初期单井日油能力5.8t，综合含水38.6%，平均动液面1095m；新钻水井13口，平均初增日注能力27m3，实施老井压裂19口，平均初增日油能力53.1t，径向钻井实施6井次，采收率提高到了27.6%，提高了8.1个百分点，取得了较好的开发效果。

4 结语

（1）由于低渗透油田油层厚度变化大，储量丰度、非均质性等存在差异，现井网井距不规则，加密调整过程中注采井距的适配需要考虑技术极限井距、经济极限以及经济合理井距。

（2）低渗透油藏储层厚度大、储量丰度高、物性好的区域注采井距尽量满足经济合理井距，反之注采井距必须满足技术极限井距。

（3）为提高低渗透油藏加密调整的开发效益，以储层厚度、储量丰度、储层物性为基础，在确定技术极限、经济极限以及经济合理注采井距后，可采取不同的措施对策确保开发调整效果。

[1]王端平，时佃海，李相远．等，低渗透砂岩油藏开发主要矛盾机理及合理井距分析[J]．石油勘探与开发，2003，30（1）：87-89.

[2]李道品．低渗透砂岩油田开发[M]．北京：石油工业出版社，1997.

[3]朱文娟，喻高明，严维峰，等．油田经济极限井网密度的确定[J]．断块油气田，2008，15（4）：66-67.

[4]才汝成，李阳，孙焕泉．油气藏工程方法与应用[M]．北京：石油大学出版社，2005.

（栏目主持 李艳秋）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.10.009

基金论文：国家科技重大专项“胜利油田薄互层低渗透油田开发示范工程”（2011ZX05051）。