复杂断块合理井距确定新方法

毕永斌，赵隆顺，张 梅，赵森林，房梦斋

(中国石油冀东油田分公司，河北 唐山 063004)



复杂断块合理井距确定新方法

毕永斌，赵隆顺，张 梅，赵森林，房梦斋

(中国石油冀东油田分公司，河北 唐山 063004)

冀东油田属于典型的复杂断块油藏，整体采用注水开发方式。综合运用理论分析、矿场统计等方法，以油砂体钻遇连通方向概率法计算技术合理井距为基础，以复杂断块油藏加密井平均单井增加可采储量与井网密度关系计算经济极限井距为界限，确定了复杂断块注水开发油藏合理开发井距研究的新方法。实例应用表明，该方法可以确定高深南区注水开发的合理井距，提高了水驱储量控制程度和受效井比例，有效指导了注水开发井位的部署与实施。

合理井距；注水开发；油砂体；可采储量；复杂断块

0 引 言

冀东油田是一个受断层控制的复式油气藏，具有断层多、断块小、油层层数多、油水关系复杂等特点，属于典型的复杂断块油藏。由于断块小、砂体范围小，确定合理的开发井距一直是复杂断块注水开发油藏的难题。井距过大，注采井不在同一个油砂体，不能形成有效的驱替；井距过小，势必会提高经济成本，增加开发的风险，不能获得较好的经济效益。针对该特点，综合应用理论分析、矿场统计等方法，利用油砂体钻遇连通方向法计算了技术合理井距，利用单井增加可采储量与单井控制经济极限可采储量联解计算了经济极限井距，兼顾两者，研究确定了复杂断块注水开发油藏合理井距的新方法。

1 合理井距研究

1.1 技术合理井距

复杂断块油藏由于含油砂体多以条带、断续条带、小片状、透镜状分布，含油层位不稳定，连续性差，含油单砂体宽度较小，多由井距与砂体连通率关系确定合理井距[1]。但砂体连通率通常为连通性的综合统计，不能反映多向连通的概念。对于注水油藏，多向连通才是确保多向受效的关键。

1.1.1 理论研究

井网对油井水驱程度的控制直接影响采收率，而油砂体的面积是影响水驱控制程度的关键，油砂体形态可抽象为圆形，其半径为R；若1个油砂体只钻遇1口油井和1口注水井为单向连通，概率为P1；钻遇2口水井(油井)和1口油井(注水井)为双向连通，概率为P2；钻遇1口注水井(油井)和3口油井(注水井)或油水井各占2口为三向连通，概率为P3。以井网单元为三角形反七点为例(图1)，若边长为a(m)，则井网单元面积A(m2)为：

(1)

图1 三角形反七点井网示意图

图2 三角形反七点井网不同砂体半径时连通概率示意图

1.1.2 矿场统计

以冀东复杂断块注水开发油藏为例，开展砂体连通方向与油砂体面积、井网单元面积关系矿场统计研究(图3、4)。

图3 冀东油田复杂断块注水油藏不同油砂体面积与

由图3可知，油砂体面积与井网单元面积之比大于2.5时，开始出现三向连通；当油砂体面积与井网单元面积之比大于4.7时，油砂体单向连通的概率为0。由图4可知，随着油砂体面积与井网单元面积比值的增大，不连通和单向连通概率大幅降低，双向及以上连通概率增大，当砂体面积与井网单元面积比值为3.5时，双向及以上连通概率为60%。为增加双向及以上连通概率，复杂断块注水开发油藏油砂体面积建议在井网单元面积的3.5倍以上。

1.1.3 技术合理井距计算

在论证开发井位时，因层组内砂体众多，不能仅从砂体的情况出发，而应着眼于适应大多数砂体要求，采用均匀井网或分片均匀井网，正确选择开发井距。考虑冀东油田复杂断块油藏实际，以累计储量大于80%时最小油砂体面积为界限，按照3.5倍原则计算技术合理井距。

1.2 经济极限井距

计算经济极限井距的方法很多[2-9]，主要是在谢尔卡乔夫公式基础上，根据实际资料回归出井网密度与采收率的关系，计算经济极限井网密度，并求出经济极限井距。该方法增加的可采储量只与油藏的流动系数相关，但实际开发过程中，不同类型油藏、不同开发方式、不同地层能量保持状况等动态情况对增加可采储量有较大影响。为此，以冀东油田20个规模加密断块为样本，建立复杂断块油藏井网密度与加密井平均单井增加可采储量的关系。基于单井经济极限可采储量的理论计算公式，计算得到不同单元不同油价下的单井控制经济极限可采储量图版，依据该图版和所建立的井网密度与加密井平均单井增加可采储量的关系，可求出不同单元、不同油价下的经济极限井距。

图4 冀东油田复杂断块注水油藏不同油砂体面积与井网单元面积比下连通方向概率曲线

1.2.1 井网密度与加密井平均单井增加可采储量的关系

不同类型油藏、不同井网密度下加密井平均单井增加可采储量可表示为：

NRj=αe-βS

(2)

式中：NRj为加密井平均单井增加可采储量，104t；S为井网密度，口/km2；α、β为常数。

冀东油田复杂断块油藏加密井平均单井增加可采储量与井网密度呈指数关系，随着井网密度的增大，加密井平均单井增加可采储量逐渐减小(图5)。

图5 不同类型油藏井网密度与加密井平均单井增加可采储量关系

1.2.2 单井控制经济极限可采储量

根据盈亏平衡原理，考虑资金时间价值，建立单井控制经济极限可采储量数学模型。

油田开发财务净现值为：

(3)

式中：NPV为油田开发财务净现值，104元；CI为现金流入，104元；CO为现金流出，104元；I为平均单井投资，包括钻井投资和地面投资，104元；i为基准折现率；T为评价期，a。

假设区块总井数为n口，油井数为n1口，评价期内采出程度为W，同时预测油井产量按照年综合递减率D指数递减，则累计产量为：

(4)

Q=NRdWD+0.0365QT

(5)

式中：Q为单井初始年产量，104t/a；D为综合递减率；NRd为单井控制可采储量产量，104t；W评价期内油田的可采储量采出程度；QT为油田末期日产量(取极限产量)，t/d。

在评价期内，吨油经营成本O(包括操作成本和期间费用)、税金Tr不变，则在评价期内第t年部署区块现金流为：

(CI-CO)t=Qn1d(P-O-Tr)(1-D)t-1

(6)

式中：P为原油价格，元/t；O为经营成本，元/t；Tr为吨油税金，元/t；d为原油商品率。

区块财务净现值NPV为：

(7)

根据盈亏平衡原理，在满足基准收益率条件下，当净现值为0时，对应的单井产量即为单井极限经济产量，代入式(5)中转换得单井控制经济极限可采储量计算公式：

(8)

式中：NRmin为单井控制经济极限可采储量，104t。

1.2.3 经济极限井距

将不同油价下单井控制经济极限可采储量代入式(2)，可得不同油价下经济极限井网密度：

(9)

则经济极限井距为：

(10)

式中：Smax为经济极限井网密度，口/km2；Lmin为经济极限井距，m。

2 实例应用

高深南区油砂体面积小于0.1 km2的个数占72.7%，石油地质储量占48.6%，属于典型的复杂断块油藏。主要含油层位为Es32+3，埋深为3 700 m，可借鉴深层油藏加密井平均单井增加可采储量与井网密度的关系式NRj=3.6866e-0.0269S。油价为3 942 元/t时，单井控制经济极限可采储量为1.45×104t。根据该单元加密井平均单井增加可采储量与井网密度的关系，可求得油价为3 942 元/t时，经济极限井网密度为34.7 口/km2，经济极限井距为180 m。高深南区累计储量大于80%时，最小油砂体面积为0.08 km2，按照砂体钻遇连通方向法确定的油砂体面积应在井网单元面积的3.5倍以上原则，计算出技术合理井距为165 m。技术与经济兼顾，最终确定该区开发合理井距为180 m。

针对高深南区高66-30断块注采井网不完善、水驱储量控制与动用程度低、采收率低、采油速度低的现状，2014年调整开发井距为180 m，共部署调整井15口，实施后水驱储量控制程度由32.5%提高至70.1%，单向受效比例由加密前的33.1%下降至10.9%，双向及以上受效比例由加密前的0提高至59.2%。实施效果表明，研究的合理开发井距能够有效指导生产实践，为油藏注水效果的进一步改善提供了技术支持。

3 结 论

(1) 油砂体钻遇连通方向法计算的技术合理井距对提高注水开发效果具有指导意义。为增加双向及以上连通概率、减少注采井网无法控制储量，油砂体面积应在井网单元面积的3.5倍以上。

(2) 复杂断块油藏加密井平均单井增加可采储量与井网密度计算模型的建立，克服了传统方法只考虑油藏静态参数的缺点，能够满足经济极限井距计算的需要。

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编辑 姜 岭

20150305；改回日期：20150615

中国石油天然气股份有限公司重大科技项目“水驱提高采收率关键技术研究——断块油田提高采收率技术研究与试验”(2011B-1102)

毕永斌(1981-)男，工程师，2004年毕业于大庆石油学院石油工程专业，2007年毕业于该校油气田开发专业，获硕士学位，现从事油田开发研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.04.028

TE341，TE347

A

1006-6535(2015)04-0108-04