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第三部分下
五、开发井网密度
1.井网密度对低渗透油田开发的意义
众所周知,合理井网密度问题是油田开发长期讨论的一个热点问题。
如果说井网密度对一般中高渗透油田开发都是重大原则问题,那么对低渗透油田则是成败攸关的关键问题。
所以下面对低渗透油田的合理井网密度问题将作重点讨论。
在低渗透油田合理井网密度的研究中,存在着一个长期困扰人们的矛盾:
这就是从地质特点和开发需要看,对低渗透油田应该采用较小的注采井距、较大的井网密度,才会取得好的开发效果。
这样做,需要钻较多的井和较多的建设投资。
但低渗透油田一般单位面积控制储量少,单井产量低,井钻多了,投资大,经济效益又会受到影响。
多年来,这个矛盾一直没有得到很好解决。
又由于受原油价格过低等因素影响,矛盾更为突出。
许多低渗透油田,仍然采用和中高渗透率油田一样的井网密度方案,不适应油层的地质特点,不能满足油田开发的客观需要,大批注水井因注不进水而停注,采油井因采不出油而停产,结果使整个油田开发生产处于半瘫痪状态。
例如渤南油田,主要油层为下第三系的沙二和沙三段,乎均空气渗透率为50×10
µm
,1973年投入开发,采用500~800m的井距,虽然进行了各种增产措施,开发效果一直很不理想,年采油速度只有0.5%~0.6%。
港中油田,开采层系为下第三系的沙一下组,空气渗透率为66×10
µm
,断层切割严重,油层连通较差,1973年采用500~700m的稀井网进行开发,效果很不理想,最后55%的油水井都停产、停注,只有45%坚持生产,采油速度最低降到0.29%,实际上油田生产处于瘫痪状态。
随着油田生产实践经验的积累、油藏工程研究的深入、原油价格的逐步调整和为了适应国民经济建设发展的需要,许多地区对低渗透油田都进行了改善开发效果的综合调整试验,其主要内容是以合理加密井网为核心,以搞好压裂和注水为主要措施,进行综合治理,普遍见到良好的效果。
仍以上述两个油田为例:
渤南油田首先在义65井区开展试验,把井距缩小到250m,同时采取整体压裂改造、及时注水、保持地层压力等配套工艺措施,效果十分显著,该区采油速度最高达到3,8%以上。
港中油田在南四断块开展试验,把井距加密到300~400m,同时改善注入水水质,提高注水压力,使该断块开发获得了新生,日产油量从调整前的5t增加到122t,年开采速度由0.1%提高到2.3%。
大量实践证明,对低渗透油田适当缩小井距、加大井网密度,同样可以获得较高开采速度。
但人们仍然担心,许多低渗透油田储量丰度低(一般50×10
~100×10
t/Km
),井网加密后,单井控制储量太少,没有经济效益,再加最近世界油价大幅度下跌。
因而对低渗透油田的合理开发,仍然没有信心和把握。
这样担心的关键在于,对低渗透油田缩小井距,加密井网后,可较大幅度地提高釆收率的效果估计不足。
所以下面对井网密度与采收率和经济效益的关系做进一步讨论。
2.井网密度与采收率的关系
关于井网密度与釆收率的关系,国内外已经做了大量实验研究工作,并有许多专门著作。
这里主要介绍一些综合研究成果和我国现场试验结果。
1)井网密度与采收率关系密切
井网密度既包括了地质因素——油层连通和控制程度,见表5—5和图5—4,也包含了渗流因素——驱动压力梯度,见图5—5。
综合研究表明,井网密度与采收率关系密切,特别是低渗透油田井网密度对采收率影响很大。
五六十年代,前苏联一些学者认为油田最终采收率与井网密度没有明显关系,并开展了拉大井距的现场试验,但试验并不成功。
例如巴夫雷油田,井网密度从20hm
/井抽稀到40hm
/井,采收率损失5.2%(纯油区)--18.6%(过渡带)。
1982年前苏联全苏石油研究院较好地解决了井网密与采收率的关系问题,他们根据乌拉尔地区130个油田的实际资料,将流动系数(Kh/µ)划分为5个区间,分别回归出5个区间原油最终采收率与井网密度的关系式,具体数据见表5—6和图5—6。
北京勘探开发科学研究院根究我国144个油田或开发单元的实际资料,按流度(Kh/µ)分为5个区间,归纳出最终采收率与井网密度的关系式,见表5—7和图5—7。
根据上述相关公式,可以作如下简要测算,当井网密度为10口/Km
时各类油田可能达到的采收率,以及达到30%的釆收率,不同类型油田所需要的井网密度,
具体数据见表5—8。
从上表可以看出,当井网密度为10口/Km
时,工类油田(一般为高渗透油田)最终采收率可达49%,而第V类油田(一般为低渗透油田)最终采收率只有14.0%,相差3.5倍.为达到30%的采收率,一类油田井网密度为2.8口/Km
,而第五类油田的井网密度必须要到35口/Km
。
虽然上述数据只是定性的趋势,但也明显地指出,要达到较高的采收率,对低渗透油田必须采用较大的井网密度。
2)大量试验证明,加密井网后采收率明显提高
近些年来,我国对低渗透油田做了许多加密井网、综合治理的现场试验,都取得了比较理想的效果,典型试验如下。
(1)渤南油田五区Es
加密井网试验。
渤南油田1987年后推广义65井组小井距试验的经验,但不同区块井距缩小程度不同,效果也不大一样。
例如三区Es
与五区Es
地质条件相类似(见表5—9),前者井距为400m,后者井距缩小到250—300m,结果小井距五区Es
的开发水平明显高于大井距的三区Es
(表5—10和5—11)。
(2)文东油田沙三中小井距逐层上返开采试验。
文东油藏开发层位为沙三中,分5个油层组,有30多个小层,平均有效厚度35.7m,平均渗透率29.2×10
µm
,1986年用300~400m井距,分两套层系投入注水开发。
由于极少数层单层突进,大多数层因井距大见不到注水效果,开发效果很不理想。
到1992年底,采出程度为9.55%,综合含水高达66.9%,综合递减率大于10%,自然递减率超过20%。
1993年上半年在文东13—128块开展缩小井距、加密井网、逐层上返的先导试验。
试验层位为沙三中
,含油面积0.5Km
,地质储量89×10
t,分四段逐层上返注水开采。
第一段为沙三中下
,地质储量25.4×10
t,共5个小层。
井网部署考虑了天然裂缝方向和人工裂缝方向,共布10口井(新井占8口,老井利用2口)。
生产井6口,注水井4口,采用三角形井网,井距200m左右,高压注水(30~35MPa),气举采油工艺配套。
1994年4月转入注水开发,取得了显著效果。
18口斯井初期平均单井日产量48.8t,压力系数1.3~1.4,说明小井距小层段开采生产能力高。
②产液剖面(27口井),出油厚度占86.5%,吸水剖面(2口井),吸水厚度占78.9%,水驱动用程度76.2%,比文东沙三中(36%)提高42.9%。
③采油速度达到10%以上,3a左右时间可以开采完一个层段。
:
④到1995年底采油速度为4.83%,采出程度35.59%。
测算最终采收率可达43.57%,比文东油藏标定采收率(22.1%)高97.1个百分点(高21.4%),现已继续上返试验。
(3)新民油田小井距开采试验。
新民油田的小井距试验最为典型,该油田开采目的;层为白垩系泉头组的扶余和杨大城子油层,储层存在裂缝,但不发育,油层平均渗透率7.4×10
µm
,1990年采用300m井距、反九点注采系统投入开发。
至1996年底,采油速度1.09%,采出程度6.77%,综合含水37.7%,为了对比不同井距的开采效果,开展了小井距试验。
小井距试验区位于该油田西垒块19—6井区,它是在注水井19—6井周围钻8口加密井,把原来的300m井距、正方形、反九点法系统变为150m井距、正方形、反九点法系统(相当排间加排,井间加井)。
试验区控制面积0.24km
(向井外扩75m计算),平均单井钻遇砂岩厚度46.7m,有效厚度12m,地质储量19.52×10
t(图5—8)。
试验区8口油井1991—1992年1月全部投产,注水井1991年11月投注.至1996年底油井开7口,平均单井日产油4t,折算采油速度5.7%,累积采油68482t,采出程度35.08%,综合含水35.8%(具体数值还要进—步核实)。
新民油田小井距试验区的开发指标和效果大大好于全油田平均水平,以1996年12月为准,对比如下(图5—9):
①单井日注水量,小并距为90m
为全油田平均单井日注水量(30m
)的3倍。
②注水压力,小井距为8.1MPa,基本稳定,全油田平均为8.46MPa,还在不断上升,已有21口井达到9.5MPa,43口井超过10MPa。
③单井累积注水量,小井距为13.3lx10
m
为全油田干均数(3.45x10
m
)的3.8倍。
④油井见效时间,小井距平均为6个月,比全油田平均见效时间(21个月)快2.5倍。
⑤单井日产油量,小井距为4t,为全油田平均数(2t)的2倍.
⑥单井累积采油量,小井距为7609t,为全油田平均数(3175t)的2.4倍。
⑦采油速度,小井距为4.4%,为全油田平均数(1.09%)的4倍。
1
⑧采出程度,小井距为35.08%,比全油田(6.77%)高28个百分点。
⑨综合含水,小井距为35.8%(1口东西向油井水气淹关井),比全油田37.7
低1.9个百分点。
⑩地层压力,小井距为7.8MPa,比全油田平均地层气压力5.72MPa高2.08MPa。
从上述对比可以明显看出,对低渗透油田只要科学号合理地缩小井距,采用相对较密的井网,可建立起有利的驱动态势,注水井可以注得进水,生产井可以采得出油,能够大幅度地提高采油速度和原油最终采收率,取得良好的开发效果和经济效益。
每个油田的具体井距、井网密度要以较好的开发效果和较好的经济效益为原则,需进行技术和经济的评价、论证。
3.井网密度与经济效益的关系
如果说人们对“适当缩小井距、加密井网能够提高原油采收率”还可以理解,但对经济效益问题仍然没有把握,对此问题需要具体深入地分析。
首先加密井网后,采油速度和采收率提高了,同时经济效益自然就会得到改善。
另一方面要有个合理界限,超过界限就会投人多,产出少,得不赏失,既不科学,也不合理。
技术和经济紧密有机地结合在一起研究合理井网密度,是油田开发方案中十分关键的问题。
下面对其主要方法作简要介绍。
关于井网密度与原油采收率的关系,前苏联院士谢尔卡乔夫推导出了比较科学恰当的公式。
北京石油勘探开发科学研究院开发所俞启泰等在此基础上,引入经济学投入与产出的因素,推导出计算经济最佳井网密度和经济效益极限井网密度的方法。
经济最佳井网密度是指总产出减去总投入达到最大时,亦即经济效益最大时的井网密度,经济极限井网密度是总产出等于总投入,即总利润为0时的井网密度。
其简要计算方法如下:
aS
=ln
(5-2)
aS
=ln
(5-3)
式中a——井网指数,hm
/井(根据实验或经验公式求得);
S
——经济最佳井网密度,hm
/井;
N——原油地质储量,t;
v
——评价期间平均可釆储量年采油速度,小数
T——投资回收期,a;
——驱油效率,小数;
C——原油商品率,小数;
L——原油售价,元/t;
P——原油成本价,元/t;
A——含油面积,hm2;
I
——卑井钻井(包括射孔、压裂等)投资,元;
I
——单井地面建设(包括系统工程和矿建等)投资,元
r——贷款年利率,小数;
S
——经济极限井网密度,hm2/并。
(5—2)和式(5—3)为超越方程,可用曲线交汇法或迭代法求解。
曲线交汇法是,在f(s)--S的坐标系中,作
和
=ln
曲线,
与
两曲线交汇点所对应的S值即为经济最佳井网密度S
。
同样作
和
ln
的曲线,
与
两曲线交汇点所对应的S值即为极限井网密度S
。
以大港油区段六拨油田为例计算数据和结果如下:
段六拨油田基本参数:
井网系数a根据下述经验公式求得:
a=
(5-4)
段六拨油田平均空气渗透率K
为70×10
,地层原油粘度
为33mp.S,代人式(5—4),求得井网指数a为0.05。
驱油效率为0.5;投资回收期为8a;评价期内平均可采储量采油速度为0.055,含油面积9.0km
,地质储量1461×10
t,贷款年利率为0.1。
计算结果见表5—12和图5—10。
在表5—12中。
除了列出根据式(5—2)和式(5—书3)计算的经济最佳井网密度和经济极限井网密度之外,增加了一个优化实用井网密的项目,这有其具体的含义。
由式(5—2)计算的经济最佳井网密度是总产出减去总投人为最大亦即经济效益最大时的井网密度。
单从经济效益方面看,这是最佳的,但从油田开发效果看,就不一定很合理,甚至是不可行的。
因为从最大经济效益角度出发,一般要尽可能地少钻井,减小井网密度,这对中高渗透储层油田的开发效果影响不大,比较实用,而对低渗透油田的开发效果影响则很大,油井很难见到注水效果,开发效果很差,采油速度和采收率都很低,甚至油田生产会陷入半停顿、瘫痪状态。
但是,要开发低渗透储层油田,也绝不能采用极限井网密度,因为这种井网密度没有经济效益,不符合以经济效益为中心的基本原则。
我们提出应该采用“优化实用”的井网密度,所谓优化实用的井网密度就是根据所研究油田的地质特点,在经济最佳和经济极限井网密度之间优选一种比较实用的井网密度。
优选的原则是在满足低渗透油田开发基本需要的条件下,力争达到较好的经济效益。
具体作法是:
在油田地质条件相对较好,或经济风险性较小时,应该选取靠近经济极限的井网密度,一般情况下可以选用经济最佳和经济极限平均的井网密度。
例如段六拨油田,当油价为1000元/t时,原油生产成本控制400~500元/t,按照优化实用计算方案,井距为270~300m,井网密度为13.3~10.9口/km
,采收率34.4%~30.6%,这样的结果与实际情况比较接近。
应该说明,这里只是以段六拨油田为例,进行了简要的计算分析。
要正式确定开发方案,还需进一步做大量的分析研究和评价论证工作。
六、开发井网布置
油田开发方式和井网密度确定之后,合理布置注采井网也是一个十分重要的问题。
低渗透油层传导能力差,生产能力低,行列注水方式(两排注水井中间夹3排以上生产井),注水井与中间排生产井距偏离大,一般不太适应,大多数低渗透油田都采用面积注水方式。
因而对面积注水中的若干问题做一简单的讨论。
按照理论研究分析,油田注水井吸水能力特别高时,应该采用注水强度低的面积注水井网,如四点法或反九点法,吸水能力特别低时,应该采用注水强度大的面积注水井网,如七点法或九点,一般情况下,五点法被认为是合理化的面积注水方式。
在油田生产实践中,特别是一个新油田的开发前期,经常面临这样的具体情况;对油层特征、油井生产能力、油田开采速度,特别是注水井吸水能力认识得还不十分准确,不宜把注采井网一次定死,以免犯难以改正的错误,而期望采用一种比较机动灵活的注采井网;给以后的调整留有较大的余地。
正是从这种情况出发,我国许多低渗透油田采取了正方形井网、反九点法的面积注采方式。
大量油田生产实践说明,油田开发初期,采用正方形井网、反九点的面积注水方式确实比较机动灵活,比较优越。
正规的反九点面积注水井网注采井数比为1:
3,如果注水井吸水能力强,能满足油田开发的需要,可按这种方式进行实施。
如果注水井吸水能力不很高,不能满足油田开发的需要,则在需要的部位,适当增加注水井数,使注采井数保持在1:
2左右,油田开发方案设计开始一般都采用这个比例。
油田开发到中期后,随着油井含水不断上升,产油量逐渐递减,为保持必要的原油生产速度,应该不断提高油井产液量,原有注水井的注水量,可能满足不了要求,这时就可以调整和增强注水系统,把注釆井数比提高到1:
1。
根据油田地质特征,有四种可供选择的正规反九点法面积注水井网的调整方式:
第一,调整为五点法面积注水井网,见图5—11b;
第二,调整为横向线状行列注水方式,见图5—11c;
第三,调整为纵向线状行列注水方式,见图5—11d;
第四,开发后期可调整为九点法注水方式,见图5—11e。
其它面积注水井网,如三角形的四点法等,注采系统一旦确定之后,基本上再没有调整的余地。
正方形井网不仅在注采系统调整方面具有最大的机动灵活性,而且在井网密度调整方面也有较大的余地。
油田开发到中后期,为了改善开发效果、提高原油釆收率,往往需要进行加密调整。
对于面积较大的油田,这种调整一般都是均匀加密。
因为我国油田多属于多层非均质油田,如果按单个砂体进行不均匀加密调整,那就会顾此失彼,照顾好了甲油砂体,却照顾不好乙油砂体,总的效果不一定好。
为了照顾好大多数油层,获得总的开发效果,还是要综合起来考虑,进行均匀加密。
当油田开发需要进行加密调整时,正方形井网可以在排间加井,总的井网密度增加一倍。
例如正方形井网原来井距为300m,井网密度为11.1口/km
。
排间加井后,井距变为211m,井网密度增加到222口km
。
这样一个增加幅度,在技术和经济上一般还是有可能被接受和实现的(图5—12)。
三角形井网、四点法等面积注水方式很难进行加密调整,要均匀加密就得增加三倍井数,显然这是不可行的(图5—13)。
需要补充说明,对于断块油田或者含油面积小的油田另当别论,其开发井网应该根据油藏和含油面积的几何形态进行部署和调整,不一定按照正规井网和注采系统硬套。
新疆克拉玛依油田八区乌尔禾油藏是正方形井网、反九点面积注水方式调整灵活性大的一个很好的典型。
该油藏目的层为二叠系下部乌尔禾组,埋藏深度2900m,为特低渗透的巨厚块状砾岩带边底水的油藏。
油层厚83m,孔隙度12.1%,空气渗透率1.2x10
。
油藏东南部油水界面上下裂缝比较发育,边底水有一定作用,其它地区,由于储层渗透率低,边底水作用不大。
1978年油田开发时,采用大井距(550m)、正方形井网进行扣开发试验,井网密度为3口/km
,见图5—14a。
油田开发初期,油井产量较高,但递减很快,需要注水保持地层压力开采。
1983年进行第一次加密调整。
在排间加井,井距缩小到388m,井网密度增加到6口/km
,见图5—15b。
并在东区开展反九点面积注水试验,但因并距仍然偏大,注水效果不理想,产量、压力继续下降。
1992—1993年进行第二次加密调整,井距缩小到273m,井网密度增加到13口/:
km
,见图5—15c。
初步看来效果比较好,年开采速度从0.4%提高到9.8%以上。
八区乌尔禾油藏进行了两次全面加密调整,由于原来采用的是正方形、反九点法面积注水井网,使调整后的油田井网和注采系统一直比较完整主动,充分体现了这种井网方式机动灵活的优越性。
七、裂缝性油田的井网部署
井网部署特别是并排方向布署是否合理,是裂缝性砂岩油田注水开发成败的关键环节。
在这方面我们有过深刻的经验教训。
对裂缝性砂岩油田,在正式开发之前,一定要把裂缝特征,尤其是裂缝发育方向搞清楚,一定要把井网、关键是注水并排方向布置合理,切不可操之过急。
裂缝在油藏注水开发中有双重作用:
一方面可以提高注水井吸水能力和采油井生产能力;另一方面容易形成水窜,使采油井过早见水和暴性水淹。
油藏开发工作者应该十分注意,充分发挥和利用裂缝的有利因素,尽可能避免裂缝的不利影响。
物理模拟、数值模拟和现场试验都说明,裂缝性亦岩油藏最好的开采方式是平行裂缝方向注水,垂直裂缝方向驱油,即线状注水方式,见表5—15和图5—15。
近两年来,安塞油田王窑区在水线侧向97~150m范围内钻加密调整井6口,效果很好。
平均单井稳定日产油量达到4.95t,为该区平均产量的2.2倍,含水6.8%,比全区低26.7个分点。
吉林新民等油田也有类似的经验。
在大量研究、的基础上,我们总结出了裂缝性砂岩油藏开发井网布置的基本作法。
其主要原则是平行裂缝方向布和注水。
基本要点为:
干行裂缝方向布井,采用线状注水方式,充分发挥压裂作用,井距可以加大,排距需要缩小(图5—16)这样的井网部署方试验式比较科学合理,而且井数还可以相对减少一些。
裂缝性油藏的井距应该大于排距的2—3倍,甚至4倍,具体确定原则如下:
裂缝性油藏的井距主要根据裂缝规模和渗透率高低确定。
般裂缝规模越大、渗透率越高,井距应该越大。
开始阶段,生产井井距可以和注水井井距相同,到中后期根据需要再考虑调整加密。
排距,应该根据基质岩块渗透率和裂缝密度确定。
一般基岩渗透率越低,裂缝越少,排距应该越小,反之可以加大。
根据以上原则,结合我国裂缝性低渗透砂岩油藏的实际情况,提出开发井网布署参考性意见,见表5—16。
应该指出,在上述井网部署研究中已初步考虑了压裂工艺技术的作用和效果。
当然,一个油藏的具体开发井网方案,还要考虑储量丰度和油层深度等因素,以效益为中心,详细进行技术和经济平价、论证。
八、注采压力系统的建立
注水开发油田为了保持一定的地层压力,要研究确定合理的注采比。
关于合理注采比问题情况比较错综复杂的计算方法,这里仅作简要讨论。
要研究注采比与地层压力的关系,首先要进一步了解地层压力的概念。
全面看地层压力应包括三部分,即注水井平均地层压力、油井乎均地层压力和全油田平均地层压力。
而现在通常所讲的油田地层压力一般都是指油井的平均地层压力。
注采比与地层压力的关系不仅仅只是表现在注采比绝对值大小上,还与绝对注入量和釆出量、油层性质和流体性质等因素密切相关。
·
从上述分析可以看出,仅研究注采比与油井地层压力关系,其反应不是非常灵敏和规律的,只能有大致的趋势和界限。
从物质乎衡原理和流体动力学基本规律分析,油田从投产投注开始,注采比与地层压力存在以下的关系规律;
当注采比小于18寸,油井地层压力一直连续下降,随着时间的延长下降速度减缓。
注水井地层压力开始有所上升,然后逐渐下降。
注采保持平衡,即注采比等于1时,油井地层压力也要逐渐下降,低于原始地层压力,注水井地层压力逐渐上升,高于原始地层压力,到一定时间后,两者均趋于稳定。
注采比大于1时,油井地层压力一直连续下降,随着时间的延长下降速度减缓。
注水井地层压力逐渐上升,高于原始地层压力,注水井地层压力则连续上升。
从油田实际开发动态观察分析,一般油层渗透率高的油田.油层压力对注采比的反应比较灵敏,关系比较规律,和理论计算比较接近。
低渗透油田情况则大不一样,地层压力对注采比的反应很缓慢,而且关系规律性也比较差。
低渗透油田情况比较复杂,年(或月)注采比一般要提高到1以上,甚至到2,地层压力才能稳定回升。
但对于裂缝性砂岩油田要特别注意,注采比不能过高。
地层压力恢复不能过快,以免由于注水压力过高,注水强度过大,而造成油井暴性水淹,反而降低油田开发效果。
例如非裂缝性、特低渗透的大港马西深层油藏,1981年开始注水,至1985年注釆比都在1.0以下,地层压力连续大幅度下降,由原始的56.64MPa降为35.8MPa,1986年注采比都在1.0以上,1990年提高到2.0,1990—1991年最高达到3.0,累积注采比也达到1.0,地层压力也只能保持到稳定程度,仍然低于原始地层压力,但油田开发状况还比较正常。
裂缝性、特低渗透的新立油田注采比提高后问题比较严重。
为了恢复地层压力和增加液量,新立油田1989—1992年期间注采比提高到2.0~3.0,累积注采比也达到1.5以上。
地层压力虽有所恢复,从1987年的7.59MPa上升到1993年上半年的9.35MPa,但由于注入压力太高,超过油层破裂压力,致使泥岩段地层大量吸水,套管严重损坏
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