薄油層水平井注采井網優化研究

豐元洲，趙德喜，楊志成

[中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300452]

薄油層水平井注采井網優化研究

豐元洲，趙德喜，楊志成

[中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300452]

特低豐度薄油層具有儲量豐度低、儲層薄、滲透性差的特點，而水平井開發技術可以有效地解決薄油層開發中存在的問題。利用水平井注采井網開發低滲、薄層油藏，可增大注入量、降低注入壓力、有效保持油藏地層壓力，提高油藏采出程度，從而改善油藏開發效果。針對特低豐度薄油層的特點，建立地質模型，設計水平井注采基礎井網，對基礎井網進行開發效果預測，篩選出典型井網，對典型井網進行參數組合及經濟評價，最后得出水平井開發薄油層的優勢井網，為提高特低豐度薄油層水平井注采井網的開發水平提供依據。

水平井；特低豐度；薄油層；水平井注采井網；井網優化

0 引 言

D油田葡萄花油層目前已探明地質儲量2.1億噸，未動用儲量近1億噸，其中絕大部分未動用儲量豐度在15×104～22×104t/km2。該油層主要發育三個小層，特點是砂體分布較穩定，但單井、單層厚度薄：單井有效厚度為2 m左右；單層有效厚度0.5～1.0 m。由于豐度低，采用直井開發產能低、效益差或無效益[1-2]。如何動用這部分儲量，是D油田葡萄花油層開發中亟待解決的問題。

水平井注水井開發研究始于20世紀90年代初[3-5]，并相繼在國外一些油田成功應用[6-8]。相關研究成果和油田現場實踐表明，利用水平井注采井網開發低滲、薄層油藏可增大注入量、降低注入壓力、有效保持油藏地層壓力，提高油藏采出程度[9-11]，從而改善油藏的開發效果。

水平井注采井網設計部署直接影響注入水波及效率，但關于這方面的研究及現場設計很少。本文以D油田葡萄花油層為例，利用數值模擬方法建立地質模型，模型考慮水平井井筒內摩擦損失，通過研究水平井注采井網部署方案，篩選出優勢井網，并給出了最佳參數組合。

1 地質模型建立

根據D油田葡萄花油層的地質情況，選取表1～2和圖1～2所示的油藏地質與流體高壓物性數據，建立地質模型用于井網設計優化數值模擬研究。

表1 油藏基礎參數

圖1 油水相滲曲線Fig.1 Oil-water relative permeability curve

圖2 油氣相滲曲線Fig.2 Oil-gas relative permeability curve

壓力/MPa溶解油氣比/(m3·m-3)原油體積系數氣體壓縮系數油黏度/(mPa·s)氣黏度/(mPa·s)0.1001.00001.000040.40.01003.009.741.05500.039414.700.01164.5013.91.06700.023012.500.01605.6019.361.07390.02008.750.01666.5019.361.07370.01488.800.01988.0019.361.07350.01178.850.02189.5019.361.07330.00968.900.023011.0019.361.07310.00829.950.024013.3819.361.07300.00699.000.025515.0019.361.07280.00639.020.027030.0019.361.07260.00609.040.0280

數值模型網格大小取為20 m×20 m×1.7 m，有效厚度取0.8 m。油層中部深度取1 395 m。根據已生產井的生產資料，將采油井井底流壓取3.5 MPa，注水井井底流壓取28.5 MPa，并考慮水平井井筒內摩擦損失。將地質模型模擬預測時間為10年。

2 基礎井網設計

根據D油田薄油層的地質特點和相關物性資料，如圖3所示，設計6種基礎井網，井距300 m，水平段長度為300 m。

圖3 設計的基礎井網Fig.3 Designed basic well patterns

根據室內模擬實驗及油田現場調研結果，將井網篩選原則確定為：(1)井網采收率高；(2)初期產能高；(3)注采基本平衡，油井含水率較低；(4)鉆井工程容易實現。

3 篩選典型井網

在相同的地質條件和注采技術界限之下，對6種基礎井網的油藏開發效果進行模擬預測，所得結果如表3所示。對表3中生產指標結果分析如下：

(1) 累積產油量是衡量井網優劣的最重要的指標。由6種基礎井網每平方公里生產10年累積產油量對比看，將累積產油量排位靠后的HWP3井網淘汰。

(2) 由于井網缺陷，有些井網注水能力過剩、采液能力不足，有些井網注水能力不足、采液能力過剩，導致地層壓力過高或過低，井網注采能力不能充分發揮。考慮到地層初始壓力約為13.57 MPa，將10年末平均地層壓力小于14 MPa的井網予以淘汰，即淘汰HWP1、HWP6。

(3) 無水采油期是指油井從投產到見水時延續的時間，無水采油期越長說明井網越優。淘汰無水采油期短于12個月的井網HWP1、HWP4和HWP6。

(4) 見水時地層原油采出程度較高的井網有HWP5、HWP2和HWP4，較低井網為HWP6。

(5) 進一步具體分析水平井見水時各井網的地層含油飽和度分布。

表3 六種基礎水平井井網生產指標對比

圖4給出了6種基礎井網在水平井見水時刻的地層含油飽和度分布。這些分布圖直觀地反映出井網內油水流動特征和各井間注采關系，由此可以判斷井網設計的合理性。從圖中可以看出，井網HWP5在水平井見水時，注入水波及面積相對較大，水驅油效果較好；而井網HWP1、HWP3、HWP4和HWP6中的注入水向水平井突進比較快，不同油井之間或同一口水平井的不同泄油段之間見水不均衡，注入水波及面積系數較小，導致開發效果較差。

根據對比篩選結果分析及見水時各井網地層含油飽和度分布，選定水平五點法注采井網HWP5作為典型井網形式。

4 優勢井網篩選

對篩選出的典型井網HWP5進行經濟評價與參數優化，選取優勢井網。考慮的參數組合包括：水平段長度取值300 m、400 m、500 m、550 m、600 m、650 m和700 m；井排距取值250 m、300 m、350 m、400 m和450 m。共有24種井網參數組合，具體如表4所示。

表4 HWP5典型井網參數組合

表5HWP5井網經濟評價凈現值結果

Table5TheNPVresultofEconomicevaluationinWellpatternHWP5

4.1 評價指標及參數

采用的經濟評價指標主要是凈現值(NPV)。凈現值即在一定貼現率下，將各年凈現金流量都折算為基準年的現金值并求和。它可以清楚地表明方案在整個壽命期內的經濟效果。其計算公式為

式中：Ci為現金流入量；Co為現金支出量；i為財務貼現率；t為生產年度；n為評價年限。

水平井經濟參數參考D油田已完鉆的水平井設計方案的經濟參考價格來計算，具體如下。(1)純鉆水平井費用：400萬元/口[本評價取水平段長度為600 m的水平井為基準，若段長L不為600 m，則鉆井費用為(400+(L-600)×0.14)萬元]；水平井基建費用150萬元/口；水平井射孔費用150萬元/口；水平井噸油操作成本：300元/噸；油價按25、30、40、60美元/桶計算；經濟評價期限為10年。

水平井五點注采井網經濟評價結果如表5所示。

4.2 井網參數優化-優勢井網的篩選

根據表5中水平井五點注采井網經濟評價結果，對井網參數的優勢組合進行篩選，得出以下結論。

(1) 在60美元/桶油價條件下，凈現值隨井排距的增大(即井網密度的減小)而增加，在井排距為350 m時凈現值達到最大值；同時，凈現值隨水平井段長度的增加而增加，水平井段長度越長越好。

(2) 在25美元/桶油價條件下，井網的凈現值均隨井排距的增加(即井網密度的減小)而增加，在井排距為450 m時達到最大值；凈現值隨水平井段長度增加而增加。

由此可知，在低油價(25美元/桶)條件下，水平井五點井網HWP5應盡量減小井網密度(增加井排距)、減少鉆井數，以節省投資；同時，應盡量增加水平井段長度，以便增加單井產量，提高經濟效益。在高油價(60美元/桶)條件下，水平井五點井網應盡量增加井網密度，在井網面積許可的范圍內盡量增加水平井段長度，以增加原油產量、提高經濟效益，同時降低地質風險。

5 結 語

對于低豐度薄油藏，純水平井注采井網最大特點在于應用水平井注水，可以利用水平段與油藏接觸面積大的特點，溫和注水，驅替水線均勻推進，保持較好的注水效果，減緩含水上升速度，延長無水、低含水采油期，從而提高油田開發效果。對于水平井五點注采井網而言,周圍四口注水井呈對稱分布,注水量大，能夠及時補充油藏在開發過程中地層能量的衰減，并且此水平井井網的水平采油井均衡受效,使得水驅油的面積大、波及系數高、油藏的可動用儲量大，從而獲取較好的開發效果。對于開發到中后期的情形，使用水平井五點井網開發油藏，可以通過調整注水井注水量、注采井數和對應關系，實現開發后期井網合理調整，以便繼續保持整個油藏的高效開發。經過經濟評價和參數優選，對純水平井五點井網來說，在低油價條件下，水平井井網應盡量減小井網密度(增加井排距)、減少鉆井數，以節省投資；在高油價條件下，應盡量增加井網密度、增加水平井段長度，以增加原油產量和經濟效益，同時降低地質風險。

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OptimizationofHorizontalInjectionandProductionWellPatterninThinOilLayer

FENG Yuan-zhou, ZHAO De-xi, YANG Zhi-cheng

(CNOOC Tianjin Company, Tianjin 300452， China)

Ultra-low abundance and thin oil layers have the characteristics of low reserves abundance, thin reserves and poor permeability. Horizontal well technology can effectively solve the problem in ultra-low abundance and thin layers. Horizontal injection pattern can increase the injection rate, reduce the injection pressure, maintain the reservoir pressure and improve the production efficiency. In view of these characteristics, we establish the geological model, design the basic horizontal injection-production well pattern, and select the typical pattern to perform analysis and evaluation. The dominant pattern is obtained, which can provide the basis for enhancing reservoir production levels using horizontal well pattern in ultra-low abundance and thin layers.

horizontal well; special low abundance；thin oil layer；horizontal injection-production pattern； pattern optimization

2016-03-14

豐元洲(1976—)，男，工程師，主要從事海上油氣田開采管理工作。

TE54

A

2095-7297(2016)02-0079-06