楊新平，張利鋒，楊作明，羅官幸，陽　旭，汪　洋

（中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）

克拉瑪依油田中低滲礫巖油藏合理井距評價方法

楊新平，張利鋒，楊作明，羅官幸，陽旭，汪洋

（中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）

綜合運用數(shù)理統(tǒng)計、油藏工程、特征模型正交試驗等多種方法，確定了克拉瑪依油田中低滲礫巖油藏合理井距的4個主控因素，分別為砂體形態(tài)系數(shù)、滲透率變異系數(shù)、滲透率和水驅(qū)油效率。通過對主控因素不同開發(fā)階段多因素敏感性分析，找出了各主控因素的權(quán)重變化規(guī)律，并建立了中低滲礫巖油藏合理井距分階段評價數(shù)學(xué)模型。將模型應(yīng)用于已開發(fā)調(diào)整區(qū)塊的井距適應(yīng)性評價，驗證了模型的準確性，可以為中低滲礫巖油藏合理井距評價及開發(fā)調(diào)整提供依據(jù)。

克拉瑪依油田；中低滲透率；礫巖油藏；合理井距；主控因素

克拉瑪依油田礫巖油藏儲量豐富，中、低滲礫巖油藏作為主力油藏，其儲量占比達到68%，但經(jīng)過長期開發(fā)，井距的適應(yīng)性逐漸變差。為提高礫巖油藏開發(fā)效果，亟需對油藏的井距適應(yīng)性進行分析，以確定適應(yīng)當(dāng)前油藏開發(fā)現(xiàn)狀的合理井距。合理井距評價的關(guān)鍵在于找到影響井距適應(yīng)性的主控因素，研究各因素在不同開發(fā)階段對合理井距影響權(quán)重及其變化規(guī)律，進而建立數(shù)學(xué)模型和圖版對合理井距進行定量描述。

1　合理井距主控因素分析

合理井距，指在目前開發(fā)方式下符合油藏地質(zhì)特征及開發(fā)規(guī)律，達到高效開發(fā)的井間距離。反映油藏開發(fā)效果有多個指標(biāo)，而采收率指標(biāo)能夠直觀地體現(xiàn)油藏開發(fā)效果。為了建立不同儲集層物性參數(shù)和不同開發(fā)階段合理井距評價體系，首先對儲集層物性參數(shù)、原油性質(zhì)等因素對采收率的影響程度進行深入分析，進而確定合理井距主控因素，建立礫巖油藏多因素合理井距數(shù)學(xué)模型［1-2］。

1.1構(gòu)建油藏特征模型

采用克拉瑪依油田礫巖油藏分類方法，將滲透率、滲透率變異系數(shù)、連通率、儲量豐度等參數(shù)作為構(gòu)建油藏特征模型的主要地質(zhì)因素［3］。

油藏特征模型以井組為研究單元，反映不同儲集層物性條件下的開發(fā)特征。以克拉瑪依油田八區(qū)克拉瑪依組低滲礫巖油藏（平均滲透率10.2 mD，平均孔隙度14.5%）和百21井區(qū)百口泉組中滲礫巖油藏（平均滲透率71.2 mD，平均孔隙度12.2%）為例，依據(jù)八區(qū)克拉瑪依組油層跨度小和平面非均質(zhì)性強的特點，建立了特征模型；依據(jù)百21井區(qū)百口泉組油層縱向跨度大，儲集層物性差異大，采用3套井網(wǎng)開發(fā)，選擇典型井組構(gòu)建了特征模型。

1.2正交試驗分析

鑒于油藏實際開發(fā)效果存在不確定性和人為因素的影響，需要通過油藏特征模型對影響因素進行敏感性與影響程度分析，確定合理井距的主控因素。以采收率為評價合理井距的參考指標(biāo)，采用正交試驗得到的采收率極差大小作為判別影響程度的依據(jù)。

針對百21井區(qū)百口泉組中滲礫巖油藏和八區(qū)克拉瑪依組低滲礫巖油藏，選取砂體形態(tài)系數(shù)、滲透率、變異系數(shù)、有效厚度、孔隙度、井距、油水黏度比、水驅(qū)油效率和啟動壓力梯度9個因素，分別設(shè)計了5個水平的正交試驗。通過敏感性排序可以看出，中滲礫巖油藏主控因素主要為水驅(qū)油效率、油水黏度比、滲透率變異系數(shù)和砂體形態(tài)系數(shù)；低滲礫巖油藏主控因素主要為水驅(qū)油效率、砂體形態(tài)系數(shù)、井距和滲透率變異系數(shù)（表1）。

表1　中滲和低滲礫巖油藏影響因素敏感性分析

1.3確定合理井距主控因素

采用采收率經(jīng)驗公式、理論公式、動態(tài)分析和特征模型正交試驗4種方法對影響井距的主控因素進行了分析（表2），其中滲透率變異系數(shù)、層間突進系數(shù)主要表征儲集層非均質(zhì)性；砂體形態(tài)系數(shù)、油層連通率、有效厚度反映砂體發(fā)育特征；水驅(qū)油效率表征水驅(qū)滲流機理；滲透率表征儲集層滲流能力；井網(wǎng)密度、井網(wǎng)形式表征井網(wǎng)井距特征；油水黏度比表征儲集層流體性質(zhì)。

由表2可以看出，由于中低滲礫巖油藏原油黏度變化范圍較小，對合理井距影響程度小，為非主要影響因素，同時除去井距參數(shù)，則合理井距的主控因素確定為：砂體形態(tài)系數(shù)、滲透率變異系數(shù)、滲透率和水驅(qū)油效率。

表2　井距影響程度分析結(jié)果

2　合理井距評價

2.1井距對開發(fā)效果的影響

以克拉瑪依油田百21井區(qū)百口泉組中滲礫巖油藏特征模型為例，部署500 m，450 m，400 m，350 m，300 m5個反九點面積注水井網(wǎng)，結(jié)合克拉瑪依礫巖（稀油）油藏開發(fā)水平分類劃分標(biāo)準，進行開發(fā)效果綜合評價：一類最好，二類次之，三類最差（圖1）。

圖1　百21井區(qū)百口泉組中滲礫巖油藏特征模型評價結(jié)果

從不同含水階段評價結(jié)果可以看出：在低含水開發(fā)階段（含水率小于20%），開發(fā)效果主要取決于儲集層自身，井距對開發(fā)效果影響不大（圖1a）；隨著注水開發(fā)的深入，油藏進入中含水期（含水率為20%～60%），大井距井網(wǎng)的開發(fā)效果變差（圖1b）；到高含水階段（含水率大于60%），不同井距井網(wǎng)開發(fā)效果開始出現(xiàn)明顯分化，小井距井網(wǎng)的開發(fā)效果明顯優(yōu)于大井距井網(wǎng)（圖1c）。綜合油藏不同開發(fā)階段的開發(fā)效果，表明油藏含水率越高，井距對開發(fā)效果影響越明顯（圖1d）。

2.2主控因素權(quán)重分析

采用正交設(shè)計，針對中滲礫巖油藏合理井距的4個主控因素，選取4個水平，井距分別取500 m，450m，400 m，350 m，300 m，250 m，200 m，150 m，設(shè)計了128個方案。通過對采油速度、體積波及系數(shù)、含水上升率3個開發(fā)指標(biāo)以及整體開發(fā)水平的評價，優(yōu)選出不同儲集層物性在不同含水階段的合理井距（表3）。

采用正交設(shè)計，針對低滲礫巖油藏合理井距的4個主控因素，選取4個水平，井距分別取350 m，300 m，250 m，200 m，175 m，150 m，125 m，設(shè)計了112個方案。通過對采油速度、體積波及系數(shù)、含水上升率開發(fā)指標(biāo)以及整體開發(fā)水平的評價，優(yōu)選出不同儲集層物性在不同含水階段的合理井距（表4）。

為剖析主控因素對井距的影響程度，采用灰色關(guān)聯(lián)分析和模糊數(shù)學(xué)評判方法［4-7］，計算出合理井距與主控因素的關(guān)聯(lián)度及權(quán)重（表5）［8］。

由表5可以看出，不同含水階段各主控因素的權(quán)重是變化的［9］。對于中滲礫巖油藏，低含水階段砂體形態(tài)系數(shù)影響程度較大；中高含水階段滲透率變異系數(shù)影響較大。從低含水階段到高含水階段，砂體形態(tài)系數(shù)與滲透率的權(quán)重不斷降低，滲透率變異系數(shù)的權(quán)重不斷增大，水驅(qū)油效率的權(quán)重基本保持不變。

表3　中滲礫巖油藏不同儲集層條件不同含水階段合理井距

表4　低滲礫巖油藏不同儲集層條件不同含水階段合理井距

表5　中、低滲礫巖油藏不同含水階段主控因素關(guān)聯(lián)度與權(quán)重

2.3合理井距數(shù)學(xué)模型

2.3.1模型建立

假設(shè)合理井距與影響因素的數(shù)學(xué)表達式為

（1）井距與砂體形態(tài)系數(shù)關(guān)系根據(jù)生產(chǎn)實踐分析，前期井網(wǎng)的儲量控制程度應(yīng)在75%～85%；調(diào)整井網(wǎng)和一次到位井網(wǎng)，儲量控制應(yīng)達到85%～90%.因此合理的井距首先應(yīng)能滿足儲量控制程度的要求［10］。

根據(jù)克拉瑪依油田儲量控制程度與井距的統(tǒng)計關(guān)系式：

將（2）式進行泰勒展開，有

由于Nc取0.75～0.90，0.000 153dCs的取值范圍為0.10～0.25，數(shù)值很小，因此（3）式中的二次及以上c項可以忽略不計，則（3）式化簡為

故合理井距與砂體形態(tài)系數(shù)的合理函數(shù)形式為

（2）井距與滲透率關(guān)系隨著滲透率的增大，其對采收率的影響程度越來越小。鑒于滲透率與采收率為非線性關(guān)系，滲透率與采收率的函數(shù)關(guān)系可采用自然對數(shù)（lnK）形式。通常情況下，油藏滲透率越高，合理井距越大。

（3）井距與滲透率變異系數(shù)關(guān)系一般情況下，儲集層非均質(zhì)性強時，礫巖油藏有別于砂巖油藏的一大特征是，井距越小，井組單元所控制的儲集層物性參數(shù)越接近。因此非均質(zhì)性越強，合理井距越小，即

（6）式中采用了平面滲透率變異系數(shù)（Vk）與層間滲透率突進系數(shù)（Tk），分別描述平面非均質(zhì)性和層間非均質(zhì)性。為了方便現(xiàn)場應(yīng)用，需減少主控因素的數(shù)量，于是在保持影響程度不變的條件下，對（6）式進行簡化。令

（4）井距與驅(qū)油效率關(guān)系由采收率公式的定義可知：

即采收率與驅(qū)油效率呈線性關(guān)系，驅(qū)油效率越高，采收率越高，在達到相同采收率的情況下，驅(qū)油效率越高，可采用的井距越大。

綜上所述，合理井距與主控因素砂體形態(tài)系數(shù)、滲透率、綜合滲透率變異系數(shù)和驅(qū)油效率的函數(shù)表達式為

利用特征模型合理井距評價結(jié)果進行數(shù)據(jù)回歸［11-15］，得到合理井距表達式中待定系數(shù)a1，a2，a3和a4，最終得到中滲礫巖油藏合理井距與主控因素的函數(shù)關(guān)系式：

同理，得到低滲礫巖油藏合理井距與主控因素的函數(shù)關(guān)系式：

2.3.2模型驗證

采用百21井區(qū)克拉瑪依組低滲礫巖油藏和一中區(qū)克拉瑪依組中滲礫巖油藏數(shù)據(jù)，利用（12）式和（13）式計算了不同開發(fā)階段理論井距，與實際井距對比結(jié)果基本相符（表6），表明合理井距表達式適用性較好。

表6　理論計算井距與實際井距對比

3　合理井距圖版

統(tǒng)計油藏的砂體形態(tài)系數(shù)、滲透率、滲透率變異系數(shù)、水驅(qū)油效率等合理井網(wǎng)井距主控因素，并繪制成圖版（圖2，圖3），即可方便地查出不同開發(fā)階段的合理井距，從而為制定下一步井網(wǎng)調(diào)整措施提供依據(jù)。

圖2　百21井區(qū)百口泉組油藏低含水階段合理井距圖版

4　結(jié)論

圖3　百21井區(qū)百口泉組油藏中含水階段合理井距圖版

（1）應(yīng)用數(shù)理統(tǒng)計、油藏工程方法和正交試驗，結(jié)合克拉瑪依油田中低滲礫巖油藏地質(zhì)特征，篩選出合理井距主控因素為砂體形態(tài)系數(shù)、滲透率變異系數(shù)、滲透率和水驅(qū)油效率。

（2）利用特征模型正交試驗分析不同開發(fā)階段主控因素的影響權(quán)重，分析其與合理井距的函數(shù)關(guān)系，建立了中低滲礫巖油藏分階段合理井距計算模型，繪制了多因素合理井距圖版。

（3）建立了中低滲礫巖油藏合理井距評價方法，采用該評價體系對典型區(qū)塊進行合理井距評價，結(jié)果與油藏生產(chǎn)實際井距基本相符，證明該方法切實有效，并具備推廣應(yīng)用前景。

符號注釋

a——待定系數(shù)；

Cs——砂體形態(tài)系數(shù)（砂體的周長比上砂體的面積）；

d——井距，m；

ER——采收率，f；

ED——驅(qū)油效率，f；

Ev——體積波及系數(shù)，f；

fw——含水率，%；

K——空氣滲透率，mD；

m——常數(shù)，m=0.16；

Nc——儲量控制程度，f；

n1——空間維數(shù)，n1=3；

n——常數(shù)，n=4；

R——地質(zhì)儲量采出程度，f；

Tk——滲透率突進系數(shù)；

Vk——滲透率變異系數(shù)。

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Method for Reasonable Well Spacing Evaluation of Medium?Low Permeability Conglomerate Reservoirs in Karamay Oilfield

YANG Xinping，ZHANG Lifeng，YANG Zuoming，LUO Guanxing，YANG Xu，WANG Yang
（Research Institute of Exploration and Development，XinjiangOilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

Four main controllingfactors of the reasonable well spacingfor medium?low permeability conglomerate reservoirs in Karamay oil?field are determined by means of mathematical statistics，reservoir engineering and characteristic model orthogonal experiment，etc.They are sand?body morphology，permeability variable coefficient，permeability and oil displacement efficiency.The weight variation regulation of these main controlling factors are found by multi?factor sensitivity analysis in different stages，and then the staging evaluation mathemat?ic models for reasonable well spacing of medium?low permeability conglomerate reservoirs are developed.The case study verifies the accu?racy of these models，which can provide basis for scientific evaluation of such a reasonable well spacing and further development adjust?ment in the future.

Karamay oilfield；medium?low permeability；conglomerate reservoir；reasonable well spacing；main controllingfactor

TE348

A

1001-3873（2015）06-738-05

10.7657/XJPG20150619

2015-07-24

2015-10-22

楊新平（1971-），男，新疆克拉瑪依人，高級工程師，油氣田開發(fā)，（Tel）0990-6879120（E-mail）yxinping@petrochina.com.cn.