田鴻照

（長城鉆探工程公司地質(zhì)研究院，遼寧盤錦　124010）

油氣工程

水平井注采井網(wǎng)和注采參數(shù)優(yōu)化研究

田鴻照

（長城鉆探工程公司地質(zhì)研究院，遼寧盤錦124010）

水平井注采井網(wǎng)開發(fā)低滲透、薄層油藏可以增大注水量、降低注水壓力、有效保持地層壓力、提高油藏的采出程度。結(jié)合M油田油藏地質(zhì)特征，應(yīng)用數(shù)值模擬和經(jīng)濟評價方法對該油田的水平井注采井網(wǎng)類型、方向、排距以及轉(zhuǎn)注時機與注采比等開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行優(yōu)化，達(dá)到經(jīng)濟、高效地開發(fā)目的。結(jié)果表明，水平井注采結(jié)構(gòu)采用完全正對排狀井網(wǎng)可獲得較好的開發(fā)效果，優(yōu)化后的井距為100 m，水平井與最大主滲方向呈45°夾角，注采井排距為300 m，地層壓力水平在85％以上時注水保壓，推薦注采比為1.0。研究方法和研究結(jié)果可為同類型油藏水平井注采井網(wǎng)部署提供參考依據(jù)，具有很好的借鑒意義。

水平井；注采井網(wǎng)；注采參數(shù)；轉(zhuǎn)注時機；注采比

20世紀(jì)90年代，Taber最早提出了水平井注水技術(shù)［1］，并成功地經(jīng)過了多個油田項目的論證［2-8］。理論研究和油田實踐表明，利用水平井注采井網(wǎng)開發(fā)低滲、薄層油藏可增大注入量、降低注入壓力、有效保持油藏壓力、提高單井產(chǎn)能和減少井?dāng)?shù)，進(jìn)而提高油藏采出程度［9-11］。2004年，Westermark［12］通過水平井注水案例分析認(rèn)為，相對于直井注水，水平井注水更均勻、水驅(qū)效率更高。2008年，李香玲等［13］在總結(jié)國內(nèi)外水平井注水技術(shù)應(yīng)用與研究的基礎(chǔ)上提出，儲層物性均質(zhì)、低滲透、薄儲層、稀井網(wǎng)且油水流度比低的稀油油藏更適合水平井注水開發(fā)。此外，一些學(xué)者還對水平井井網(wǎng)類型、井距及注入量進(jìn)行了研究［14，15］。但是，在水平井整體部署中，對水平井注采井網(wǎng)類型、方向、排距以及水平井注采參數(shù)等研究較少。

M油田為薄層、低滲透油藏，采用水平井整體部署開發(fā)既要考慮整個油田開發(fā)的經(jīng)濟合理性和單井控制儲量，井網(wǎng)不能太密；又要充分考慮注水井和采油井之間的壓力傳遞關(guān)系，注采井距不能過大；另外還要最大程度地延緩方向性水淹和水淹時間。應(yīng)用數(shù)值模擬、經(jīng)濟評價方法對水平井注采井網(wǎng)類型、方向、排距以及水平井注水轉(zhuǎn)驅(qū)時機和注采比等開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行優(yōu)化，為該油田經(jīng)濟、高效地開發(fā)提供理論基礎(chǔ)。

1　油田概況

M油田的主要含油層系為中生代白堊系K-2層，埋深為2 550 m～2 630 m，含油面積165 km2，石油地質(zhì)儲量3.04×108t，沉積相類型為碳酸鹽巖開闊臺地淺灘沉積。儲層巖性為生物碎屑灰?guī)r，平均孔隙度為25％，平均滲透率為10 mD，發(fā)育有溶蝕孔和微裂縫，油藏溫度為76.4℃，油藏壓力為29.2 MPa，原油密度為0.89 g/cm3，原油黏度為2.77 mPa·s，原油體積系數(shù)為1.32，溶解氣油比為92.3，為構(gòu)造-巖性層狀邊水油藏。

2　水平井注采井網(wǎng)優(yōu)化

2.1水平井開發(fā)的適應(yīng)性

M油田K-2層滿足適用水平井開發(fā)的儲層條件［13］：（1）儲層均質(zhì)性較好，KV/KH的平均值為1.1；（2）儲層平均有效厚度較薄，為17.5 m；（3）儲層的滲透率低，平均滲透率為10×10-3μm2；（4）油水流度比較低，為0.5；（5）井網(wǎng)面積大，實行全區(qū)水平井整體部署，井網(wǎng)控制面積達(dá)165 km2；（6）水平井可獲得較高的產(chǎn)能，根據(jù)產(chǎn)能測試，M油田水平井產(chǎn)能為直井產(chǎn)能的2.5倍。

2.2注采井網(wǎng)優(yōu)化

根據(jù)目前眾多的研究成果［13，16-18］，水平井注采結(jié)構(gòu)主要分為兩類，即平行式和L型，而只有平行式的注采結(jié)構(gòu)應(yīng)用較多。本文對三種注采井網(wǎng)形式進(jìn)行了研究（見圖1），第一種和第二種井網(wǎng)同屬于正對井網(wǎng)形式，第三種屬于交錯井網(wǎng)形式。

在不同井距下，應(yīng)用井組模型分別對比了三種井網(wǎng)情況下注入水的突破時間和波及系數(shù)（見表1）。三種井網(wǎng)都表現(xiàn)為井距越短，水突破時間越長，波及系數(shù)越高。完全正對與交錯正對井網(wǎng)的開發(fā)效果接近，都明顯優(yōu)于完全交錯井網(wǎng)，同時正對排狀注采井網(wǎng)開發(fā)效果好于交錯排狀注采井網(wǎng)，且井距100 m時效果最好。

圖1　水平井三種注采井網(wǎng)示意圖

表1　不同井網(wǎng)井距下水突破時間與波及系數(shù)變化數(shù)據(jù)表

2.3水平井方向優(yōu)化

M油田發(fā)育微裂縫，根據(jù)井組模型預(yù)測結(jié)果（見表2），井網(wǎng)與主滲方向垂直的水突破時間最早，見水時波及系數(shù)最小，而與主滲方向呈45°夾角的井網(wǎng)開發(fā)效果最好，推薦水平井網(wǎng)與最大主滲方向成45°。

表2　不同井網(wǎng)與主滲方向下注入水突破時間和波及系數(shù)

圖2　不同井?dāng)?shù)下排距與采出程度和穩(wěn)產(chǎn)期的關(guān)系圖

表3　經(jīng)濟評價結(jié)果表

2.4水平井排距優(yōu)化

從圖2中可以看出，排距越小，采出程度越高。但排距為200 m時的總井?dāng)?shù)與300 m，400 m二者相比明顯增加，經(jīng)濟指標(biāo)將受影響。300 m采出程度略高于400 m，400 m井?dāng)?shù)少，但其穩(wěn)產(chǎn)能力較300 m差。根據(jù)經(jīng)濟評價結(jié)果（見表3），300 m與400 m排距的內(nèi)部收益率和凈現(xiàn)值較為接近，但300 m排距的累積凈現(xiàn)值高于400 m排距。綜合油藏與經(jīng)濟評價結(jié)果推薦300 m排距。

3　注采參數(shù)優(yōu)化

3.1轉(zhuǎn)注時機

根據(jù)數(shù)模計算結(jié)果，當(dāng)?shù)貙訅毫Ρ３炙降陀?5％時，一方面，在實施注水前油藏穩(wěn)產(chǎn)存在問題；另一方面，油藏采出程度與穩(wěn)產(chǎn)期呈現(xiàn)明顯下降趨勢（見圖3）。當(dāng)?shù)貙訅毫Ρ３炙皆?5％以上時注水保壓，油藏穩(wěn)產(chǎn)期與采出程度都較高。推薦合理轉(zhuǎn)注時機在0.85倍地層壓力以上。

圖3　不同地層壓力保持水平下采出程度和穩(wěn)產(chǎn)期變化曲線

3.2注采比

合理注采比既能保持地層壓力水平，又不會導(dǎo)致油井含水上升速度過快（見圖4）。從圖4中可以看出，當(dāng)注采比保持為1.0時，其穩(wěn)產(chǎn)期與采出程度均優(yōu)于注采比為0.85和1.15。注采比為0.85時，地層壓力較低從而會影響單井產(chǎn)能。注采比為1.15時，注入量過大單井見水早，含水率高也會影響單井產(chǎn)量。推薦合理注采比為1.0。

圖4　不同注采比下采出程度和穩(wěn)產(chǎn)期變化曲線

4　結(jié)論

（1）相對于交錯正對、完全交錯排狀井網(wǎng)，完全正對排狀井網(wǎng)開發(fā)效果最好，井距越小，水突破時間越長，波及系數(shù)越高。且水平井井網(wǎng)與主滲方向成45°夾角時，能有效減緩見水時間。

（2）應(yīng)用凈現(xiàn)值法優(yōu)選水平井排距，綜合考慮鉆井?dāng)?shù)量、采出程度和穩(wěn)產(chǎn)年限，從而使油田經(jīng)濟、高效地開發(fā)。

（3）水平井在轉(zhuǎn)注時，地層壓力保持水平在85％以上，注采比為1.0時，既能保持地層壓力水平，又不會導(dǎo)致油井含水上升速度過快。

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Optimization of horizontal injection-production well pattern and parameter

TIAN Hongzhao （GWDC Geology Research Institute，Panjin Liaoning 124010，China）

Using the horizontal wells to develop low permeability and thin layer reservoir can increase the injection rate，reduce the injection pressure，maintain the reservoir pressure ef-fectively and improve the recovery factor of reservoir.Take M oilfield as an example and based on the study of reservoir geological characteristics，with the numerical simulation method and economic evaluation principle to optimize the injection-production pattern type，direction，row spacing and the turn time of water-injection and injection-production ratio and to achieve the purpose of economic and high efficient development.It turns out that，the pipe-shaped well pattern is best，the optimized well spacing is 100 m，the angle is 45°be-tween horizontal wells and the maximum principal direction of permeability，the row spacing is 300 m，the reservoir pressure level shouldn't be less than 85％when water is injected，and the recommended injection-production ratio is 1.0.The study provides reliable theoretical basis for horizontal well injection-production pattern for similar reservoirs，and has very good reference significance.

horizontal well；injection-production pattern；injection-production parameter；turn drive time；injection-production ratio

TE324

A

1673-5285（2016）08-0006-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.08.002

2016-07-11

國家科技重大專項：低滲透油田注水開發(fā)后滲流規(guī)律的變化特征與井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整技術(shù)研究，項目編號：2011ZX05009。

田鴻照，男（1983-），碩士研究生，主要從事油藏工程方面的研究工作，郵箱：hztian2008@sina.com。