水平井注采井网和注采参数优化研究

水平井注采井网和注采参数优化研究

田鸿照

【摘要】水平井注采井网开发低渗透、薄层油藏可以增大注水量、降低注水压力、有效保持地层压力、提高油藏的采出程度.结合M油田油藏地质特征,应用数值模拟和经济评价方法对该油田的水平井注采井网类型、方向、排距以及转注时机与注采比等开发指标进行优化,达到经济、高效地开发目的.结果表明,水平井注采结构采用完全正对排状井网可获得较好的开发效果,优化后的井距为100 m,水平井与最大主渗方向呈45°夹角,注采井排距为300 m,地层压力水平在85％以上时注水保压,推

荐注采比为1.0.研究方法和研究结果可为同类型油藏水平井注采井网部署提供参考依据,具有很好的借鉴意义.

【期刊名称】《石油化工应用》

【年(卷),期】2016(035)008

【总页数】4页(P6-9)

【关键词】水平井;注采井网;注采参数;转注时机;注采比

【作者】田鸿照

【作者单位】长城钻探工程公司地质研究院,辽宁盘锦124010

【正文语种】中文

【中图分类】TE324

20世纪90年代，Taber最早提出了水平井注水技术［1］，并成功地经过了多个油田项目的论证［2-8］。理论研究和油田实践表明，利用水平井注采井网开发低

渗、薄层油藏可增大注入量、降低注入压力、有效保持油藏压力、提高单井产能和减少井数，进而提高油藏采出程度［9-11］。2004年，Westermark［12］通过水平井注水案例分析认为，相对于直井注水，水平井注水更均匀、水驱效率更高。2008年，李香玲等［13］在总结国内外水平井注水技术应用与研究的基础上提出，储层物性均质、低渗透、薄储层、稀井网且油水流度比低的稀油油藏更适合水平井注水开发。此外，一些学者还对水平井井网类型、井距及注入量进行了研究［14，15］。但是，在水平井整体部署中，对水平井注采井网类型、方向、排距以及水

平井注采参数等研究较少。

M油田为薄层、低渗透油藏，采用水平井整体部署开发既要考虑整个油田开发的

经济合理性和单井控制储量，井网不能太密；又要充分考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大；另外还要最大程度地延缓方向性水淹和水淹时间。应用数值模拟、经济评价方法对水平井注采井网类型、方向、排距以及水平井注水转驱时机和注采比等开发指标进行优化，为该油田经济、高效地开发提供理论基础。

M油田的主要含油层系为中生代白垩系K-2层，埋深为2 550 m～2 630 m，含

油面积165 km2，石油地质储量3.04×108t，沉积相类型为碳酸盐岩开阔台地浅

滩沉积。储层岩性为生物碎屑灰岩，平均孔隙度为25％，平均渗透率为10 mD，发育有溶蚀孔和微裂缝，油藏温度为76.4℃，油藏压力为29.2 MPa，原油密度为0.89 g/cm3，原油黏度为2.77 mPa·s，原油体积系数为1.32，溶解气油比为92.3，为构造-岩性层状边水油藏。

2.1 水平井开发的适应性

M油田K-2层满足适用水平井开发的储层条件［13］：（1）储层均质性较好，KV/KH的平均值为1.1；（2）储层平均有效厚度较薄，为17.5 m；（3）储层的渗透率低，平均渗透率为10×10-3μm2；（4）油水流度比较低，为0.5；（5）

井网面积大，实行全区水平井整体部署，井网控制面积达165 km2；（6）水平井可获得较高的产能，根据产能测试，M油田水平井产能为直井产能的2.5倍。

2.2 注采井网优化

根据目前众多的研究成果［13，16-18］，水平井注采结构主要分为两类，即平行式和L型，而只有平行式的注采结构应用较多。本文对三种注采井网形式进行了

研究（见图1），第一种和第二种井网同属于正对井网形式，第三种属于交错井网形式。

在不同井距下，应用井组模型分别对比了三种井网情况下注入水的突破时间和波及系数（见表1）。三种井网都表现为井距越短，水突破时间越长，波及系数越高。完全正对与交错正对井网的开发效果接近，都明显优于完全交错井网，同时正对排状注采井网开发效果好于交错排状注采井网，且井距100 m时效果最好。

2.3 水平井方向优化

M油田发育微裂缝，根据井组模型预测结果（见表2），井网与主渗方向垂直的

水突破时间最早，见水时波及系数最小，而与主渗方向呈45°夹角的井网开发效果最好，推荐水平井网与最大主渗方向成45°。

2.4 水平井排距优化

从图2中可以看出，排距越小，采出程度越高。但排距为200 m时的总井数与300 m，400 m二者相比明显增加，经济指标将受影响。300 m采出程度略高于400 m，400 m井数少，但其稳产能力较300 m差。根据经济评价结果（见表3），300 m与400 m排距的内部收益率和净现值较为接近，但300 m排距的累积净现值高于400 m排距。综合油藏与经济评价结果推荐300 m排距。

3.1 转注时机

根据数模计算结果，当地层压力保持水平低于85％时，一方面，在实施注水前油

藏稳产存在问题；另一方面，油藏采出程度与稳产期呈现明显下降趋势（见图3）。

当地层压力保持水平在85％以上时注水保压，油藏稳产期与采出程度都较高。推

荐合理转注时机在0.85倍地层压力以上。

3.2 注采比

合理注采比既能保持地层压力水平，又不会导致油井含水上升速度过快（见图4）。从图4中可以看出，当注采比保持为1.0时，其稳产期与采出程度均优于注采比为

0.85和1.15。注采比为0.85时，地层压力较低从而会影响单井产能。注采比为

1.15时，注入量过大单井见水早，含水率高也会影响单井产量。推荐合理注采比

为1.0。

（1）相对于交错正对、完全交错排状井网，完全正对排状井网开发效果最好，井距越小，水突破时间越长，波及系数越高。且水平井井网与主渗方向成45°夹角时，能有效减缓见水时间。

（2）应用净现值法优选水平井排距，综合考虑钻井数量、采出程度和稳产年限，从而使油田经济、高效地开发。

（3）水平井在转注时，地层压力保持水平在85％以上，注采比为1.0时，既能保持地层压力水平，又不会导致油井含水上升速度过快。

【相关文献】

［1］Taber J J.Seright R S.Horizontal injection and production wells for EOR or waterflooding［C］.SPE 23952，1992：87-100.

［2］Sait Kocberber.Horizontal waterfloods are success［J］.The American Oil&Gas Reporter，1992，35（10）：126-127.

［3］Timothy C Doerksen，Richard A Nicoud，Kenneth H Lueers，et al.Horizontal injection well experience in the Valhalla Boundary Lake"M"Pool［A］.SPE 30747，1995：462-473.

［4］Al-Shidhani S，Al-Bimani A，J van der Bok，et al.Horizontal well rejuvenate the mature Yibal Field［A］.SPE 37059，1996：223-229.

［5］Bodnar D.Clifford P J，Istw J S，et al.First horizontal water injectors in Prudhoe Bay