低渗、特低渗油藏极限井距计算新方法

胡书勇，李勇凯，马　超,2，尹昭云，陈　力（.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都60500；2.中国石油吉林油田分公司新民采油厂，吉林松源8000；.中海石油深圳分公司，广东深圳58000；.中国石油渤海钻探工程公司，天津0057）

低渗、特低渗油藏极限井距计算新方法

胡书勇1，李勇凯1，马超1,2，尹昭云3，陈力4
（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都610500；2.中国石油吉林油田分公司新民采油厂，吉林松源138000；3.中海石油深圳分公司，广东深圳518000；4.中国石油渤海钻探工程公司，天津300457）

克服低渗透油层启动压力梯度所需的最小驱替压力梯度所对应的注采井距，是注水井和生产井之间能够建立有效驱动压力系统的极限注采井距。采用一源一汇不等产量注采模型推导了注采井间主流线上驱替压力梯度的新公式。新民油田扶杨油藏属典型的低孔低渗油藏，结合该油藏实际开发特征计算出了注水井和生产井间能够建立有效驱动压力系统的极限井距，与常见的几种极限井距计算方法进行对比表明，该方法能较好地应用于油田实际。

新民油田；低渗透油藏；启动压力梯度；驱替压力梯度；极限井距

低渗透油藏由于岩性致密，微孔喉较多且结构复杂，液固作用力强及启动压力梯度等因素，造成低渗透储集层渗流阻力很大。而在实施注水开发时，只有当注采井间的驱替压力梯度完全克服启动压力梯度时，才能建立起有效的驱动压力系统。因此，研究注水井和生产井之间压力梯度的分布和变化，确定合理的注采井距，从而建立有效的驱动压力系统，对低渗透油田的合理开发具有极重要的意义。

目前，国内关于低渗透油田有效驱动压力系统的研究主要有2种方法：一是用评价指标csq来研究驱动压力系统的有效性[1-2]。定义评价指标csq=αΔp/qo，当csq>1时，井网能够满足产能要求，认为压力系统有效，csq越大，产能越高；二是采用一源一汇不等产量或等产量模型，以比较注采井间驱替压力梯度与启动压力梯度大小的方式来判断驱动压力系统的有效性和计算技术极限井距[3-7]。在计算极限井距时，已有的文献大多是将两井间的中点处作为最小驱替压力梯度点。本文重新推导了注采井间主流线上任意一点的驱替压力梯度公式，并以此为理论基础对新民油田扶杨油藏的注采压力系统作出了评价。

1　有效驱替的极限注采井距计算

一源一汇不等产量模型主流线上任一点M离采油井的距离为R-r，离注水井的距离为r，生产井与注水井间的井距为R（图1）。由压力叠加得主流线上任一点M的压力[8]

图1　不等产量一源一汇示意

其中，采油井产量和注水井注入量分别为

将（2）式和（3）式代入（1）式得

（4）式对r求导可得一源一汇不等产量注采井间主流线上任意点的驱替压力梯度为

由（5）式可知，只要确定了注采井距、生产井与注水井的井底压力、地层压力，便可得到注采井间主流线上的驱替压力梯度分布情况。

由图2可知，注水井与采油井之间的驱替压力梯度先减小后增大，并在注采井间某个位置达到最小值Gmin，只有当这个最小值大于油藏启动压力梯度时才能建立起有效的驱动压力系统。然而，相同驱替压力，不同的注采井距R下存在不同的最小驱替压力梯度，且其值随注采井距R的增大而减小。当Gmin刚好等于启动压力梯度时，便可得到一个极限井距，记作能建立有效驱动压力系统的极限注采井距。令A=(pe-pwf)/(pinf-pe)，（5）式对r求导，并令其等于0，便可得到r关于R的函数r=R/(A+1)，将其代入（5）式便可得到Gmin随R的变化函数：

研究表明，低渗透储集层启动压力梯度λ与渗透率K之间存在如下关系[9]：

图2　注水井与采油井之间驱替压力梯度分布

a，b由启动压力梯度与渗透率关系曲线回归得到。

令（6）式与（7）式相等即可得到有效驱动压力系统的极限井距rmax与各影响因素的关系式：

2　实例应用

新民油田扶杨油藏属于断块岩性油藏，是典型的低孔低渗油藏，平均孔隙度为15.2%，平均渗透率为0.007 4 D，油藏连通性差，自然产能低。其主力油层为下白垩统泉头组四段。2007年以来，研究区块产量逐年下降，稳产难度也渐大。局部已出现“注不进，采不出”的问题，在开发过程中难以建立有效的驱动压力系统。

根据扶杨油藏启动压力梯度实验数据，绘制出启动压力梯度与渗透率的关系曲线（图3），通过曲线回归可得启动压力梯度λ与渗透率K的关系如下：λ=0.097 6 K-0.362

图3　新民油田扶杨油藏启动压力梯度与渗透率关系

按照前述方法计算，得到新民油田扶杨油藏的极限井距约为99 m，相关参数及由启动压力梯度与渗透率关系曲线拟合所得a，b如表1所示。

表1　新民油田扶杨油藏极限井距计算参数

分别用表2中的3种计算极限井距的方法计算研究区块的技术极限井距，并结合储集层压裂情况（实际油井压裂造缝50~100 m）得到合理技术注采井距，计算结果见表2.

2010年之前，研究区块沿用表2中第2种方法计算所得的合理注采井距。但实际开发情况表明，新民油田扶杨油藏局部区块出现了“注不进、采不出”的情况。这表明这些区块注采井距过大，注采井间的驱动压力系统没能有效地建立。2010年对研究区块井网进行了局部加密调整，目前一直沿用425 m×140 m和425 m×106 m交错线状注水开发井网，具有较好的开发效果。根据本文方法确定合理注采井距为150~ 200 m，与油田现阶段的情况相符，这表明本文建立的计算方法能够较好地应用于油田实际生产。

表2　新民油田扶杨油藏极限井距计算方法对比

3　结论

（1）低渗透油藏开发中，启动压力梯度对油藏开发有较大影响，油层有效驱动压力系统的建立需要克服油水井间启动压力梯度。

（2）采用一源一汇不等产量注采模型推导出计算注采井间主流线上驱替压力梯度的新公式。结合新民油田扶杨油藏的实际开发特征，计算出了注水井和生产井间能够建立有效驱动压力系统的技术极限井距，并对目前井网的适应性作出了评价。

符号注释

a，b——相关回归系数；

csq——驱动压力系统评价指标；

C——常数；

G——驱替压力梯度，MPa/m；

Gmin——注采井间主流线上最小驱替压力梯度，MPa/m；

h——储集层有效厚度，m;

K——地层渗透率，D；

Ko——油相渗透率，D；

Kw——地层水相渗透率，D；

pinf——注水井井底流压，MPa；

pe——地层压力，MPa；

pM——注采井间任一点M的压力，MPa；

pwf——生产井井底流压，MPa；

qo——采油井产量，m3/d；

qw——注水井注入量，m3/d；

r——注采井间主流线上任一点M离注水井距离，m；

re——油藏供给半径，m；

rmax——极限井距，m；

rw——井筒半径，m；

R——注水井与采油井之间的距离，m；

μw——地层水黏度，mPa·s；

μo——地层原油黏度，mPa·s；

λ——启动压力梯度，MPa/m；

α——与储集层物性特征和油藏开发方式有关的常数；

Δp——生产压差，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

国家自然科学基金（51374181）

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