低滲油田井網形式及井網參數的優化

吳 英 王虹雅 鄔 軍 田永達 喬美樺

低滲油田井網形式及井網參數的優化

吳 英1 王虹雅2 鄔 軍3 田永達4 喬美樺5

1中海油田服務股份有限公司油田生產研究院 2長江大學工程技術學院 3吐哈油田公司魯克沁采油廠4長慶油田分公司采油一廠 5中國石油大學（北京）石油工程學院

低滲透井網系統優化主要根據采油速度、經濟效益和井網后期調整的靈活性等方面確定。為確定該低滲油田合理的注采井網，在井網密度相同的情況下，模擬油田按五點井網、反七點井網及菱形反九點井網進行開發，對比分析不同井網對低滲油田開發效果的影響。以西部某低滲油田為例，開展井網優化研究，確定最佳的井網形式和井網密度。在井網密度一定的條件下，采用菱形反九點井網進行開發可獲得較高的原油采出程度及采油速度，綜合含水率相對較低，并且該井網具有后期調整靈活的優點。

低滲油田；井網優化；井距；井網密度；采油速度；注采比

低滲透油田存在非均質性較強，水驅動用程度不高，采油速度遞減，開發難度較大等問題；另低滲油田開發與裂縫密切相關，合理的井網部署是提高低滲透油田開發效果的關鍵。以西部某低滲油田為例，開展井網優化研究，確定最佳的井網形式和井網密度。

該油田研究區域累計產油量1.683 6×104m3；累計產水量0.803 2×104m3，累計注水量7.289 4× 104m3，原油采出程度0.150 6%。平均月產油量為58.33 m3/d，月采油速度為0.015 7%，綜合含水為38.47%，月注采比為4.077，累計注采比為2.520。油田基本參數為：飽和壓力9.35 MPa，地層原油密度0.835 g/cm3，原始氣油比96.8 t/m3，地層原油黏度1.455 mPa·s，地層原油體積系數1.266，地層原油壓縮系數12.1×10-4/MPa，地層水密度0.984 8 g/cm3，地層水體積系數1.001，地層水壓縮系數4.83×10-4/MPa。

1 井網形式優化

低滲透井網系統優化主要根據采油速度、最終采出程度、經濟效益和井網后期調整的靈活性等方面確定。為確定該低滲油田合理的注采井網，在井網密度相同的情況下，模擬油田按五點井網、反七點井網及菱形反九點井網進行開發，對比分析不同井網對低滲油田開發效果的影響[1]。在井網密度相同的情況下，模擬低滲油田按五點井網、反七點井網和菱形反九點井網進行布井開發，初期注采比設定為1，模擬開發時間為20年，分析各井網開發指標曲線。模擬結果如圖1、圖2所示。

圖1 各井網采出程度變化曲線

圖2 各井網原油采出程度—綜合含水率關系

由于該低滲油田通常需進行壓裂，形成人工裂縫后才具備開采價值，但低滲儲層壓裂后沿水平主應力方向的滲透率有較大增加，有可能是其他方向滲透率的幾倍或十幾倍。因此，在低滲油田開發過程中，如果選用菱形井網進行開發，可拉大沿人工裂縫方向的油井與水井之間的距離，縮短垂直于人工裂縫方向的油井與水井之間的距離，延長角井的見水時間，減緩角井水淹速度，使得低滲儲層各方向受效相對均勻，從而提高低滲油田開發效果。低滲油田在井網密度一定的條件下，與其他井網相比，采用菱形反九點井網進行開發可獲得較高的原油采出程度及采油速度，綜合含水率相對較低，并且具有后期調整靈活的優點。角井水淹后可實施轉注，使菱形反九點井網變為矩形五點法以實現線狀注水。在開發初期應采用菱形反九點法井網，這樣可取得較好的經濟效益。菱形反九點井網可作為該低滲透油田的推薦井網開發形式。

2 排距井距優化

李道品等通過對我國裂縫性低滲透油田的合理井網形式進行詳細研究，指出低滲透油田合理排井距之比應介于1∶3～1∶5之間。

數值模擬研究參數設計為菱形反九點井網，排距為100、125、150和175 m，井距為400、460、520和580m，即形成4種井網：100m×400m、125m× 460 m、150 m×520 m和175 m×580 m。在井網面積一定的條件下，利用數值模擬軟件對上述4種排距、井距組合進行模擬分析，模擬結果如圖3所示。模擬結果表明：在菱形反九點井網中，當井距為520 m，排距為150 m時，開發20年后采出程度較大，采油速度最快，單井平均累積產油量相對較高，而注采比和綜合含水率都相對較低。菱形反九點井網中以井距520 m、排拒150 m較優[2]。

圖3 菱形反九點井網不同井距、排距與綜合含水率關系

3 采油速度優化

在已有研究的基礎上，采用菱形反九點井網，井距為520 m、排距為150 m設計了采油速度為1.5%、2.2%、2.9%的3種方案，分析開發10和20年后累計采油量、采收率、含水率等參數變化，確定最佳采油速度，以達到最佳的開發效果[3]。參數對比如表1所示。

表1 不同采油速度開發參數對比

由統計結果可知，在生產時間相同的情況下，隨著采油速度的增加，開發效果越來越好，最終采收率也會提高。但在開發過程中，如果采油速度過高，將導致地層壓力快速下降，油井含水率快速上升，致使部分油井過早關井；如果采油速度過低，將會影響整個低滲油田的開發效果。因此，最終選擇2.2%的采油速度為油田的合理采油速度。

4 注采比優化

在上述研究的基礎上，模擬了注采比為0.8、1.0、1.2的3種開發方案，通過對不同注采條件下各開發參數的對比分析，確定合理的注采比。開發參數對比如表2所示。由表2可以看出，當注采比小于0.8時，地層壓力下降較快；當注采比為1.2時，地層壓力可以一直維持在較高的水平，但不能有效地發揮油田的天然能量，含水率上升較快，在開發后期含水率較高；注采比為1.0時，注水開發效果較好。

表2 不同注采比條件下開發參數對比

5 結論

（1）以西部某低滲油田為例，開展井網優化研究，確定最佳的井網形式和井網密度。在井網密度一定的條件下，采用菱形反九點井網進行開發可獲得較高的原油采出程度及采油速度，綜合含水率相對較低，并且具有后期調整靈活的優點。

（2）在菱形反九點井網中，520 m×150 m井網原油采出程度較高，綜合含水率相對較低，開發效果較好。

（3）在開發過程中采油速度為2.2%、注采比為1.0時，注水開發效果較好。

[1]周志軍，宋洪才，孟令波，等．低滲透裂縫性油田井網優化數值模擬研究——以兩井油田為例[J]．新疆石油地質，2002，23（3）：228-230.

[2]齊亞東，楊正明，晏軍，等．特低滲透斷塊油田井網優選數值模擬[J]．新疆石油地質，2011，32（4）：392-395.

[3]楊正明，于榮澤，蘇致新，等．特低滲透油田非線性滲流數值模擬[J]．石油勘探與開發，2010，37（1）：94-98.

（欄目主持 楊 軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.3.011