海上復(fù)雜河流相水驅(qū)稠油油田井網(wǎng)優(yōu)化＊——以BZ油田為例

安桂榮 許家峰 周文勝 甯 波 耿艷宏

（1.中海油研究總院； 2.中國石油勘探開發(fā)研究院）

注采井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)是油田開發(fā)的關(guān)鍵，對(duì)于不同地質(zhì)特征、不同流體性質(zhì)的油田，井網(wǎng)研究的側(cè)重點(diǎn)也不盡相同［1-5］。目前海上油田仍以大井距多層合采為主［6］，層間和層內(nèi)矛盾突出，復(fù)雜河流相稠油油田注采井網(wǎng)矛盾更為突出。例如，BZ油田目前采用不規(guī)則面積井網(wǎng)，但井網(wǎng)注采對(duì)應(yīng)率偏低，平均僅為53%，部分油井受注入水舌進(jìn)的影響，含水上升率平均達(dá)到7%，3.4∶1的油水井?dāng)?shù)比也導(dǎo)致井網(wǎng)注采失調(diào)，0.45的累計(jì)注采比導(dǎo)致儲(chǔ)層壓力下降近4MPa，因此注采井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整是目前該油田亟待解決的問題。

1 油田概況

BZ油田是一個(gè)被南西—北東向斷層和東西向斷層分割的明下段斷裂背斜，平面上主力砂體河道較窄（平均河道寬度為200～300m），橫向變化大，連通性難以把握，砂體較厚、分布面積較大時(shí)分支河道砂體延伸方向多變，砂體較薄、分布面積較小時(shí)分支河道砂體延伸方向較為穩(wěn)定；縱向小層多，儲(chǔ)層疊合性較差，平均單井鉆遇厚度僅20m，其中IV、V、VI主力油組單砂體較薄，平均厚度2～6m，地下原油粘度由東向西逐漸變大，分布區(qū)間較廣（為20～200mPa·s，大部分儲(chǔ)量地下原油粘度在80mPa·s左右），油田平均滲透率1 750mD，孔隙度30%。到2010年底，該油田有油井115口，注水井34口，采出程度6.1%，綜合含水43%。

2 油田井網(wǎng)優(yōu)化

2.1 注采井網(wǎng)形式優(yōu)化

根據(jù)BZ油田河道砂體厚度和滲透率的分布特點(diǎn)，利用Petrel軟件建立了窄河道水驅(qū)稠油油田機(jī)理模型，通過改變注采井網(wǎng)形式對(duì)比研究井組階段采出程度及水驅(qū)波及體積。該機(jī)理模型河道寬度300m，河道中間厚度6m，且厚度向河岸兩邊逐漸變差，平均滲透率1 700mD，平均孔隙度30%，模型網(wǎng)格步長為20m×0.5m（圖1）。

BZ油田河道砂體儲(chǔ)層物性較差處滲透率在100mD左右，高滲儲(chǔ)層達(dá)到4 000mD左右，對(duì)于窄河道中高滲、非均質(zhì)儲(chǔ)層開發(fā)效果，水驅(qū)波及系數(shù)的影響要大于驅(qū)油效率的影響。圖2為BZ油田機(jī)理模型不同布井模式水驅(qū)波及系數(shù)情況，可以看出注水井位于物性較差的河道邊部時(shí)，水驅(qū)波及系數(shù)可達(dá)到90%以上，注水井位于物性較好的河道中部時(shí)，油井見水較快，水驅(qū)波及系數(shù)僅能達(dá)到80%左右。對(duì)比該油田機(jī)理模型不同布井模式初期采油速度及階段采出程度（圖3），可以看出采油井位于物性較差的河道邊部時(shí)，初期采油速度偏低，僅能達(dá)到0.8%左右，而位于物性較好的河道中部時(shí)卻能達(dá)到3.0%～4.1%；河道邊部注水中部采油與邊部注水邊部采油的階段采出程度均可達(dá)到24%以上。因此，從海上油田高速高效開發(fā)模式上分析，河道邊部注水中部采油的布井模式更適合該油田。

圖1 不同河道類型儲(chǔ)層滲透率分布特征

在確定了“河道邊部注水、中部采油”的布井模式后，利用BZ油田實(shí)際地質(zhì)模型對(duì)比評(píng)價(jià)了反九點(diǎn)、平行河道交錯(cuò)排狀（圖4）、平行河道直井注水平井采油、垂直河道直井注水平井采油、垂直河道交錯(cuò)排狀直井開發(fā)等5種井網(wǎng)形式。圖5為這5種井網(wǎng)形式階段采出程度（含水率為95%時(shí)）對(duì)比圖，可以看出，平行河道交錯(cuò)排狀布井模式效果最佳，階段采出程度較其他幾種布井模式，在評(píng)價(jià)周期內(nèi)可提高2%左右。

圖4 平行河道交錯(cuò)排狀布井模式示意圖

圖5 BZ油田不同井網(wǎng)形式階段采出程度（含水率為95%時(shí)）

2.2 合理油水井?dāng)?shù)計(jì)算

2.2.1 計(jì)算方法

合理油水井?dāng)?shù)常常是根據(jù)注采井?dāng)?shù)比確定的［7-10］，而注采井?dāng)?shù)比通常是在假定注入生產(chǎn)壓差相等的條件下，根據(jù)注采平衡的原則，由水井的吸水指數(shù)和油井的產(chǎn)液指數(shù)確定，這種方法缺乏嚴(yán)謹(jǐn)性。

本文根據(jù)海上油田開發(fā)特點(diǎn)，引入注采比IPR，將注采動(dòng)態(tài)平衡原理與經(jīng)濟(jì)因素相結(jié)合，在考慮最佳產(chǎn)液量下建立確定經(jīng)濟(jì)合理油水井?dāng)?shù)計(jì)算數(shù)學(xué)模型。

設(shè)合理油水總井?dāng)?shù)為n，其中油井?dāng)?shù)為no，水井?dāng)?shù)為nw，注采單元產(chǎn)液量Ql和注水量Qi分別表示為

地層壓力是油田開發(fā)的核心問題，地層壓力保持過低，則地層能量不足，其產(chǎn)量達(dá)不到要求；地層壓力保持過高，就需要提高注入壓力，增加注水量，勢(shì)必增加投資，影響開發(fā)效益。因此，需要有一個(gè)合理的地層壓力保持水平，引入注采比IPR后，聯(lián)立式（1）與式（2）得到

將式（3）代入式（4）得到

將式（5）代入式（1）得到產(chǎn)液量為

根據(jù)極值理論，在一定井網(wǎng)密度及開發(fā)階段條件下，式（6）存在最優(yōu)產(chǎn)液量。令dQl／dno=0后得到最佳產(chǎn)液組合條件下合理采油井?dāng)?shù)為

由式（7）可知，采油井?dāng)?shù)除了與不同含水階段的采液指數(shù)及吸水指數(shù)有關(guān)外，也與由不同含水階段合理儲(chǔ)層壓力保持程度決定的注采比有關(guān)。

由于海上油田鉆完井及綜合成本較高，因此多采用350～400m大井距合采的方式，而且合理井網(wǎng)密度的確定方式也不同于陸上油田，經(jīng)濟(jì)因素的權(quán)重更加重要。海上油田經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)評(píng)價(jià)模型表示為

式（8）中ER表示油田采收率，文獻(xiàn)［11］通過校正驅(qū)油效率建立了海上稠油油田井網(wǎng)密度評(píng)價(jià)經(jīng)驗(yàn)公式

聯(lián)立式（8）與式（9）可確定油田最佳經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度值，再結(jié)合式（7）則可計(jì)算出不同注采比條件下合理油井?dāng)?shù)與注水井?dāng)?shù)。

2.2.2 計(jì)算結(jié)果

按照BZ油田實(shí)際地質(zhì)情況及生產(chǎn)控制條件設(shè)定基本參數(shù)：原始地層壓力為16.4MPa，地層原油粘度80mPa·s，原油體積系數(shù)1.1，原油密度0.95g／cm3，平均滲透率為1 750mD，驅(qū)油效率為0.69。

（1）合理井網(wǎng)密度確定。BZ油田含油面積42 km2，考慮油價(jià)波動(dòng)的影響因素，假設(shè)油田單井鉆完井及工程投入總成本為0.8億～1.2億元，桶油成本按銷售價(jià)格的1／5考慮，國際原油價(jià)格按80美元／bbl計(jì)算，折現(xiàn)率選取12%。根據(jù)式（9）可計(jì)算得到該油田采收率隨井網(wǎng)密度的變化規(guī)律（圖6），再聯(lián)立式（8）即可得到目前油價(jià)、不同投入成本條件下最佳經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度圖版（圖7）。

從圖6可以看出，隨著井網(wǎng)密度的增加，采收率逐漸增加，但無法準(zhǔn)確標(biāo)定該油田合理井網(wǎng)密度，若按海上常用于評(píng)價(jià)單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量5×104m3作為門限值，則極限井網(wǎng)密度可達(dá)到10口／km2；同時(shí)若將該油田采收率隨井網(wǎng)密度的變化關(guān)系結(jié)合經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)綜合考慮，則不同單井成本條件最佳井網(wǎng)密度不盡相同，單井成本0.8億～1.2億元對(duì)應(yīng)的最佳井網(wǎng)密度（圖7A、B及C點(diǎn)）為5.7～7.9口／km2，結(jié)果更為合理。對(duì)于BZ油田，假設(shè)1億元單井成本條件下井網(wǎng)密度選取6.7口／km2，總井?dāng)?shù)可設(shè)計(jì)281口，目前已有155口，還可加密調(diào)整126口。

（2）合理油水井?dāng)?shù)確定。通過測(cè)試資料可知，BZ油田初期視米采液指數(shù)為2.0m3／（MPa·m·d），視米吸水指數(shù)為1.5m3／（MPa·m·d），視米采液指數(shù)先是隨著含水率的增加而降低，當(dāng)含水率大于40%后才逐漸增加（圖8）。通過式（7）計(jì)算得到BZ油田不同含水階段在不同注采比條件下合理油井?dāng)?shù)選取圖版（圖9），如含水40%時(shí)，在最佳井網(wǎng)密度條件下，注采比為0.8～1.2時(shí)設(shè)計(jì)油井?dāng)?shù)165～179口為最佳，此時(shí)油水井?dāng)?shù)比為1.5左右。

圖8 BZ油田視米采油指數(shù)與采液指數(shù)變化曲線

圖9 BZ油田不同含水階段不同注采比所需油井?dāng)?shù)

3 結(jié)論

BZ油田井網(wǎng)優(yōu)化結(jié)果表明，復(fù)雜河流相水驅(qū)稠油油田布井時(shí)要充分考慮在物性較差的河道邊部布注水井，在物性較好的河道中部布采油井，選取平行河道交錯(cuò)排狀注采方式，這樣既保證了較高的水驅(qū)波及系數(shù)，又保證了較高的采油速度；將油田注采動(dòng)態(tài)平衡與經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度評(píng)價(jià)合理組合建立的海上高成本水驅(qū)稠油油田經(jīng)濟(jì)合理油水井?dāng)?shù)動(dòng)態(tài)計(jì)算數(shù)學(xué)模型簡(jiǎn)便易行，適合于油田各階段調(diào)整目標(biāo)的制定。

符號(hào)說明

Ql，Qi—日產(chǎn)液，日注水量，m3／d；n—總井?dāng)?shù)，口；no，nw—油、水井?dāng)?shù)，口；Jl—油井產(chǎn)液指數(shù)，m3／（d·MPa）；pwf—油井井底流壓，MPa；Iw—注水井吸水指數(shù)，m3／（d·MPa）；pI—注水井井底流壓，MPa；p—平均地層壓力，MPa；IPR—注采比；M—收益凈現(xiàn)值，萬元；N—地質(zhì)儲(chǔ)量，104m3；ER—采收率；P—油價(jià)，＄／m3；C—單位原油成本，＄／m3；A—含油面積，km2；S—井網(wǎng)密度，口／km2；F—單井投入成本，萬元；T—時(shí)間，a；i—折現(xiàn)率；Ka—儲(chǔ)層滲透率，mD；μo—地層原油粘度，mPa·s；ED（1.0）—含水率為1時(shí)的驅(qū)油效率。

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