井网优化

2024-05-01

井网优化（精选八篇）

井网优化篇1

随着水平井钻井技术的发展及钻井成本的大幅度降低, 水平井与直井联合布井方式越来越受到人们的重视, 并已应用到油田的实际生产过程中。但在设计油田开发方案和油藏工程计算时, 常常会遇到井网的选择与优化问题, 而目前这一领域的理论研究还很少。1993年朗兆新教授利用保角变换方法给出了五点井网的产量公式[1];1995年石油大学的程林松等人推出了分支水平井五点法井网条件下的产量公式[2];1998年李春兰等人对九点法井网作了进一步的深入研究, 但均局限在规则的正方形井网的基础上。众所周知, 水平井具有平面椭圆形泄油面积的特点, 为提高油田开发效果, 可以想象在井网面积不变的情况下, 若采用矩形井网, 在相同的水平井长度下, 可以得到更高的产量。因此, 在前人研究的基础上, 进一步研究水平井与直井联合布井时矩形井网条件下的渗流规律及井网的优化问题, 对提高油田开发效果, 具有十分重要的理论和现实意义。

1矩形井网的产量公式

1.1矩形井网产能理论公式

假定平面上有一个由4口直井和1口水平井组成的五点法矩形井网, 井网的形状如图1所示。

若矩形井网的长度为2a, 宽度为2b, 水平井井筒长度为2l, z平面坐标原点位于井网中心。根据研究问题的对称性, 只需考虑矩形井网的上半部分。对上半z平面作保角变换。取保角变换:

z=lchw (1)

则z平面与w平面坐标对应关系为

x=lchζcosη, y=lshζsinη (2)

利用镜像反映法和势叠加原理, 可得注水井与排油坑道的势差

$Δ Φ = Φ_{w} - Φ_{h} = \frac{q}{2} \ln \frac{s h^{2} 2 ξ_{0} (s h^{2} 2 ξ_{0} + \sin^{2} 2 η_{0})}{s h^{2} ρ_{w} (s h^{2} ρ_{w} + \sin^{2} 2 η_{0})} (3)$

经过化简, 可得:

$Φ = \frac{q}{2} \ln \frac{s h^{2} 2 ξ_{0} (s h^{2} 2 ξ_{0} + \sin^{2} 2 η_{0}) (c h^{2} ξ_{0} - \cos^{2} η_{0})}{\frac{r_{w}^{2}}{l^{2}} \sin^{2} 2 η_{0}} (4)$

$q = \frac{Q_{0}}{2 π h} ‚ Q_{0}$ 为一口注水井的注水量, 而水平井的产量是4口注水井注水量的和。由式4 (4) 可得:

$Δ p = \frac{4 Q_{0} μ}{2 π k h} R$ 。

R表示矩形井网水平面内渗流阻力, 大小为

$R = \frac{1}{8} \ln \frac{s h^{2} 2 ξ_{0} (s h^{2} 2 ξ_{0} + \sin^{2} 2 η_{0}) (c h^{2} ξ_{0} - \cos^{2} η_{0})}{\frac{r_{w}^{2}}{l^{2}} \sin^{2} 2 η_{0}} (5)$

考虑到水平井的内部阻力, 最后得到水平井的产量公式为

$Q_{h} = \frac{2 π k h Δ p / u}{R + \frac{h}{2 l} \ln \frac{h}{2 π r_{w}}}$ (6)

1.2产量公式的简化

从式 (6) 可以看出, 水平井的产量[3]与多种因素有关, 除与地层参数如渗透率k、油层有效厚度h及生产压差有关外, 还与水平井井筒长度L=2l、井网形状参数a和b及井网的面积S=4ab有关[4]。为了便于分析, 定义了两个无因次参数。

井网形状因子

$F = (\frac{a}{b})$ (7)

水平井无因次长度:

$l_{D} = \frac{L^{2}}{S}$ (8)

从式 (8) 可以看出

$l_{D} = \frac{l^{2}}{a b}$ 。 (9)

设 $v = \frac{(a^{2} + b^{2})}{l^{2}}$ (10)

$w = \frac{\sqrt{(a^{2} + b^{2} + l^{2})^{2} - 4 a^{2} b^{2}}}{l^{2}}$ (11)

由式 (10) 和式 (11) 得

$v = \frac{(F + \frac{1}{F})}{l_{D}}$ (12)

$w = \sqrt{(1 + v)^{2} - 4 \frac{F}{l_{D}}}$ (13)

则水平井产量公式为

$Q_{h} = \frac{2 π k h Δ p}{u} \frac{1}{\frac{1}{8} \ln \frac{[(v + w)^{2} - 1] 4 v w^{2}}{[1 - (v - w)^{2}] \frac{r_{w}^{2}}{l^{2}}} + \frac{h}{2 l} \ln \frac{h}{2 π r_{w}}}$ (14)

为了便于分析, 定义水平井无因次产量为

$Q_{h D} = \frac{μ}{2 π k h Δ p} Q_{h}$ (15)

1.3井网的优化

从式 (14) 可以看出, 水平井的无因次产量受井网形状因子和水平井无因次长度的影响。当井网面积一定, 水平井长度不变时, 若井网形状不同, 其产量不同。因此, 一定存在一个最优的形状因子, 使得在相同的井网面积和水平井长度条件下, 水平井的产量最大。

井网优化[5]的思路是:给定水平井无因次长度, 在其它参数不变的情况下, 改变井网形状因子F的大小, 计算水平井产量, 从而得到水平井产量随井网形状因子变化的规律曲线。在曲线上找出水平井产量最大点, 相应井网形状因子F定义为最优井网形状因子Fop。记录下该井网面积和油层厚度条件下的水平井无因次长度lD、井网最优井网形状因子Fop及相应的水平井无因次产量QhD。改变水平井无因次长度lD, 重复上述步骤, 可以确定新的Fop和QhD。改变水平井无因次长度lD, 重复上述步骤, 可以确定新的lD下的Fop和QhD。

lD与Fop的关系, 与井网面积大小无关, 油层厚度对二者的关系 (10 m～100 m) 影响很小, 忽略不计, 二者的关系如图2 和图3所示。

从图2 可以看出, 随着水平井无因次长度的增加, 最优形状因子增加, 即井网偏离正方形的程度越大;水平井无因次长度的曲线与最优形状因子的曲线相交于一点, 超过该点, 水平井无因次长度的值将超过最优形状因子的值, 这时井网已经不满足矩形井网的前提条件, 因而将该点定义为混合矩形井网的临界点。在该点处

lD=Fop=1.541 7 (16)

从图3可以进一步看出, Fop与lD几乎成线性关系, 通过拟和, 二者关系如下:

Fop=1.001 7e0.220 2lD (17)

从式 (17) 可以看出, 混合布井条件下, 只有在水平井长度较短时, 井网的形状才接近于正方形。因此在实际油田开发方案设计时, 如果水平井长度和井网面积均给定的前提条件下, 利用 (17) 式, 可以确定出矩形井网的长度和宽度, 此时水平井的开发效果最好。

图4 绘制了井网面积为22 500 m2、90 000 m2和360 000 m2情况下水平井无因次产量在油层厚度分别为10 m、30 m和50 m条件下的变化曲线, 可以看出, 随着油层厚度的增加, 水平井无因次产量降低;在相同的水平井无因次长度和油层厚度条件下, 井网面积越大, 水平井无因次产量越小;随着井网面积的增加, 油层厚度的变化对水平井无因次产量的影响减小。

图5绘制了优化的矩形五点法井网相对于正方形井网提高产量的百分数。从中可以看出, 当井网面积一定时, 随着油层厚度的增加, 产量增幅降低;油层厚度一定时, 随着井网面积的增加, 产量增幅变小。

2结论

(1) 利用保角变换及势叠加原理等方法首次推出了五点矩形井网条件下水平井的产能公式, 在此基础上提出了井网的优化方法。

(2) 提出了水平井无因次长度的概念, 它比井网穿透系数能更好的反映水平井长度和水平井产量的关系。

(3) 水平井五点井网的形状应为矩形, 最优形状因子 (a/b) op与水平井无因次长度lD=L2/S几乎呈线性关系, 此关系与井网面积及油层厚度无关。

(4) 随着油层厚度和井网面积的增加, 水平井无因次产量降低, 当井网面积较大时, 厚度的影响减小。

摘要：在前人研究的基础上, 利用保角变换、汇源反映和势叠加原理等渗流理论, 对水平井与直井联合布井的五点矩形井网的产能公式进行了理论研究。推导出矩形井网条件下水平井的产量公式, 提出了水平井无因次长度的概念, 它比井网穿透系数能更好地反映水平井长度和水平井产量的关系, 给出了水平井无因次长度与最优井网形状的无因次关系曲线。其结果可用于现场开发方案的设计及产能预测。

关键词：产能计算,五点法井网,井网优化,水平井

参考文献

[1]孔祥言.高等渗流力学.合肥:中国科技大学出版社, 1999

[2]程林松, 李春兰, 郎兆新等.分支水平井产能的研究.石油学报, 1995;16 (2) :49—55

[3]赵春森, 宋文玲, 眭明庆, 等.水平井与直井五点法井网的数值模拟.大庆石油学院学报, 2004;28 (2) :104—106

[4]Zagalai B M, Murphy P J.Reservoir simulation for horizontal wells in the Helder field.JPT, 1991;8:906—913

井网优化篇2

(1)由于水平井平行井网注水，注入水可以均匀线性驱替，波及系数大，采出程度较高。(2)与九点井网相比水平井五点井网采出程度更好。(3)水平井作用面积较大，井间干扰严重，不易采用注采比偏小的井网模式，而平行井网含水上升快，特别在开发后期低效开采期长，水平井五点法井网继承直井五点法井网优点，易调整含水上升慢，因此，延安组整体水平井开发推荐采用五点法井网。

3.2井距优化研究

这里主要通过实验来研究井距优化问题。在设定好的储层均质与非均质两种情况之下进行试验分析相关参数，得出的结论：(1)实验表明，井距越大相应的控制储量就越大，虽然井距越大会造成一部分地质储油量的损失，但是相比较而言200m的井距更适合。(2)250井距的优势在于非均质条件下地层短期的开发效果比较好。(3)对于非均质油藏井距250m更佳，此时采出程度降幅加大。(4)200-250m适用于延安组油藏水平井井距。3.3排距优化研究对于排距而言，在非均质油藏条件下应当适当的加大，350m为佳。此时是一个相对而言的平衡点，其他排距会随着排距参数增大，累计产油增大，采出程度却降低。

4结束语

综上所述，低渗透油藏水平井井网优化设计方法是一个综合因素较多，研究难度较大，过程较复杂的项目。井网的形式不能过于单一，要根据不同的油藏储层情况设计相应的井网模式，开采时将出油量做到最大的同时控制好地质出油量的损失值。

参考文献

[1]席天德等，延长西部水平井开发油藏参数优化研究，延长油田科研成果，.12.

[2]席天德等，西部油田延长组主力油层水平井开发井网优化研究，延长油田科研成果，2012.12.

[3]段景杰等，《延长油田水平井开发效果跟踪评价，延长油田科研成果，.06.

[4]薛良清，层序地层学研究现状、方法与前景，石油勘探与开发，1995，22(5)：8-13.

[5]周丽清，邵德艳等，洪泛面、异旋回、自旋回及油藏范围内的小层对比，石油勘探与开发，，12(6).

[6]裘亦楠，陈子琦，油藏描述[M]，北京：石油工业出版社，：330-335.

[7]姜汉桥，谷建伟等.时变油藏地质模型下剩余油分布的数值模拟研究，石油勘探与开发.，32(2)：91-93.

[8]谢俊，张金亮，剩余油描述与预测，北京：石油工业出版社，.

井网优化篇3

1 沉积微相对见效见水的影响、对剩余油的控制规律研究

1.1 沉积微相对剩余油的控制规律

1.1.1 水下分流河道微相剩余油分布特点

水下分流河道微相水淹程度较高, 采出程度也较大, 一般在40%左右, 有的甚至更高。这是由于水下分流河道微相砂岩分选好, 分选系数0.4-0.7, 物性好, 主要有细砂岩和粉砂岩组成, 岩性剖面为多层正韵律形成的叠合砂体, 底部常见冲刷面, 长发育交错层理、波状层理, 层内较均质, 水驱油效率高, 所以这类砂体目前采出程度高, 剩余油主要集中在正韵律厚层顶部及井网未控制区的构造高部位。

1.1.2 水下分流河道侧翼及天然堤微相剩余油分布特点

水下分流河道侧翼微相和水下天然堤沉积微相是目前剩余油富集带。水下分流河道侧翼微相与水下分流河道微相相比, 粒级变细, 泥质含量增多, 主要有粗-细粉砂岩和泥粉砂岩组成, 分选中等, 水动力条件较水下分流河道微相变弱, 岩性剖面为正韵律。水下天然堤沉积微相, 主要由细粉砂岩、泥粉砂岩、夹砂质泥岩组成, 粒级较水下分流河道侧翼微相更细, 泥质含量较水下分流河道侧翼微相高, 岩性剖面为下细上粗的反韵律层序。另外, 两个微相物性较差需要的注水启动压力较高, 从而剩余油富集。

1.2 不同相带见效见水规律研究

沉积相是控制沉积非均质性的基本因素, 由于储层的非均质性, 导致了不同相带注入水的运动规律不同, 油井水淹特点不同。为总结不同相带采油井的见效见水规律, 利用现场实际生产资料, 用统计方法总结规律, 从而指导油藏开发。

统计该油藏历年来28个注水见效井组, 按注采相带分为河道-河道、河道-侧翼及侧翼-河道注采井网, 按物源方向分为顺物源方向见效、逆物源方向和垂直物源方向见效。从现场实际生产资料分析:注采井网按照河道-河道部署, 注采井距控制在360m时, 油井见效效果较好;注采井网按照逆物源方向部署时, 对应油井见效增油效果好。

2 不同相带井含水上升规律对采收率的影响

2.1 含水与采出程度关系曲线法

由于沉积微相的不同, 形成了储层物性的差异, 造成注水开发后开发状况也不相同。

2.2 甲型水驱特征曲线法

根据甲型水驱特征曲线, 累积产油与累积产水的回归方程为:

利用直线段的斜率和直线段与纵坐标的截距, 根据公式可以计算可采储量:

利用各种沉积微相的甲型水驱特征曲线, 可以计算其水驱采收率。水下分流河道微相采收率为39.66%, 水下分流河道侧翼微相采收率为24.55%, 水下天然堤微相采收率为27.47%, 油藏最终采收率为33.38%。

综合两种评价方法, 油藏最终采收率在34%左右。

3 不同类型剩余油对井网的要求及适应性评价

3.1 井网及注采关系优化配套

沉积微相是控制油水平面运动的主要因素, 也是控制剩余油平面分布的主要因素。不同相带储层水淹规律不同, 导致剩余油分布类型不同, 为实施不同相带剩余油精细挖潜, 开展了井网优化及注采关系配套研究。

3.1.1 水下分流河道井网优化

开发中后期油藏水下分流河道剩余油主要集中在正韵律厚层顶部及井网未控制区的构造高部位。

新井井型优化:对于井网未控制及纵向上剩余油叠合性差的水下分流河道剩余油。

一方面水平井通过增加井轨迹与油藏的接触面, 可以较大幅度地提高单井产量。另一方面水平井具有较长的水平段, 大大增加了油井的泄油体积, 增加单井控制储量。通过理论计算, 认为水平井与直井的泄油体积比与水平段长度呈线性递增关系。

老井注采关系优化:根据不同相带见效见水规律研究, 对于水下分流河道构造高部位剩余油注采井网按照逆物源方向部署井网。

3.1.2 水下分流河道侧翼井网优化

水下分流河道侧翼微相由于储层物性较差, 需要注水启动压力较高, 从而剩余油较为富集。

新井井型优化:对于纵向上剩余油迭合性较好的水下分流河道侧翼微相剩余油富集区。

这类相带剩余油平面上分布连片, 主要是由于平面及层间非均质性造成水淹程度低;但这类相带小层有效厚度薄, 单小层储量基数小, 纵向上小层迭合好, 储量基数大, 利用直井或定向井兼顾多个砂体, 可增加单井控制储量。

老井注采关系优化:根据不同相带见效见水规律研究, 对于水下分流河道侧翼剩余油注采井网按照主河道注水侧翼采油井网部署, 效果较好。

3.2 合理注采井距

对于低渗透油藏, 当注采井距过大时, 随着井距的不断增加, 驱替压力梯度逐渐减小, 依次存在易流区 (拟线性渗流区) 、不易渗流区 (非线性渗流区) 、不流动区。

利用低渗透油田极限供油半径与有效驱替压差、储层渗透率、地下原油粘度的关系式:

式中:k—有效渗透率;

Pe-Pw—有效驱替压差。

制作不同相带储层在不同生产压差下的极限注采井距图版。

根据以上图版, 可以确定不同相带储层在不同生产压差下的极限注采井距。其中河道-河道注采井网极限注采井距为357m;河道-侧翼注采井网极限注采井距为220m;侧翼-侧翼注采井网极限注采井距为166m。

4 应用效果

通过深入开展沉积微相约束下的井网调整, 油藏开发形势明显好转, 与调整前对比日产油增加了54t, 综合含水下降了45.4个百分点。区块注采井网的适应性得到提高, 其中注水井开井增加5口, 油井开井增加1口, 开井注采井数比由1∶1.3提高到1∶0.93, 油井开井受控率由67%提高到85%, 提高了18个百分点。

5 结论

(1) 沉积微相研究是油田井网调整的依据。

(2) 针对不同相带井网, 通过优化合理注采井距, 才能提高油田开发水平。

参考文献

商42块沙二下注采井网优化研究篇4

商42断块因构造不落实, 目前仅3口油井生产, 单元日油仅6.4吨, 且均与其它层系进行合采, 注采井网极不完善, 开发效果差。

2 原因分析

对造成复杂小断块目前开发效果差的原因, 进行了深入细致的讨论、分析, 认为主要有以下几项:构造不落实、储量不落实、注采井网不完善、油井大段合采, 层间矛盾突出、其它。

3 开展工作

3.1 开展精细对比, 卡准断层

目前该块老井在目的层钻遇断层多, 断距小。利用三维地震资料结合钻井资料对该区沙二下地层进行精细解释。

3.2 进行层位标定, 井震结合

在精细地层对比基础上, 利用discovery软件对该块进行了精细层位标定, 并做出该块时深转换关系。

3.3 落实顶面构造和储层展布

在精细层位标定基础上, 对沙二下闭合构造解释, 落实了商42块沙二下顶面构造。

3.4 精细二次解释, 落实各断块含油情况

通过老井复查, 并对商42断块区钻遇井重新进行二次解释, 进一步落实各小断块含油边界, 做出砂层有效厚度图。

3.5 进行剩余油潜力分析与挖潜

3.5.1 剩余油潜力分析

在落实单元构造并确定含油情况以后, 分析认为在西部构造高部位大面积剩余油无井控制, 因此在断块构造高部位剩余油富集区部署6口新油井。商25-2块因边水体积较大, 地层能量较强, 依靠天然能量开采, 其它断块地层能量低, 需注水补充地层能量。其中商25-31块可利用商25-斜101井转注, 其它断块在低部位部署3口注水井, 补充地层能量, 提高储量控制程度, 改善单元开发效果。

3.5.2 剩余油挖潜

(1) 利用大斜度定向井挖掘构造高部位剩余油:大斜度定向井既能避免碰遇断层, 又可尽可能的多钻穿油气层, 并且钻遇油层的高部位, 确保钻到全部目的层, 储量控制程度高, 可更多地采出地下剩余油。

(2) 控制轨迹兼探沙二上、沙三上油层:通过分析认为在该块沙二上、沙三上均有利于油气成藏, 因此, 在设计轨迹时对该块新钻井轨迹进行优化, 以确保钻遇沙二上、沙三上构造高部位油藏。如商42-斜14井在沙二上、沙三上均钻遇到油层。

4 效果检查

4.1 落实商42块沙二下顶面构造及各断块储量, 新增探明储量74.8万吨

商块新钻油井口, 已经顺利完钻并投产, 初期日油能力31.2t/d。平均单井5.2t/d, 综合含水20.1%。至2013年9月底, 共增产原油2290吨。

5 结语

重新落实了该块构造, 新增可采储量10.3万吨, 推动了油藏高效开发的进程, 并积累了丰富的解决实际问题的经验, 为今后其他类似单元的开发提供借鉴经验, 具有一定的指导意义。

摘要：商42块沙二下位于商二区东北部, 为极复杂小断块油藏, 该单元因钻井资料少, 早期地震资料品质差, 构造一直未落实。因此, 有必要通过精细地质研究, 进一步落实构造及断块含油情况, 以完善注采井网, 实现复杂小断块油藏的高效开发。

关键词：地震资料,构造,地质研究,注采井网

参考文献

[1]《油气田开发地质学》国景星, 王纪祥等主编石油大学出版社2008

[2]《油气储层地质学》纪友亮编中国石油大学出版社2009.10

[3]《精致油藏描述中的泥质砂岩油藏评价》熊敏主编中国地质大学出版社2004.8

井网优化篇5

根据大庆外围葡萄花油层的地质情况, 选取油藏地质与流体高压物性数据, 建立地质模型用于井网设计优化数值模拟研究。数值模型网格大小取为20m×20m×1.7m, 有效厚度取0.8m。采油井井底流压取3.5MPa, 注水井井底流压取28.5M P a, 考虑水平井井筒内摩擦损失, 模拟预测时间为10年。

2 基础井网设计及井网筛选

针对特低丰度葡萄花储层地质特点, 设计出29种基础井网, 这29种井网按井型可以分为两类, 即水平井-直井混合井网和纯水平井井网。在相同的地质条件和注采技术界限之下, 对各种设计井网开发效果进行模拟预测、筛选典型井网, 并研究了不同井距、排距及水平段长度组合方式, 筛选优势井网。

2.1 典型井网筛选

(1) 29种基础井网累积产油量对比与筛选

累积产油量是衡量井网优劣的最重要的指标。将累积产油量排位在后一半的14种井网淘汰, 其余井网进入下一指标筛选。

(2) 29种基础井网初始产能对比与筛选

对比29种基础井网每平方公里初始产能。将初始产能排位在后12位的井网淘汰, 其余井网进入下一指标筛选。经过本轮及此前筛选, 尚未被淘汰的井网共有11种。

(3) 29种基础井网注采匹配分析与筛选

对比29种基础井网生产十年末平均地层压力。由于井网缺陷, 有些井网注水能力过剩、采液能力不足, 有些井网注水能力不足、采液能力过剩, 导致地层压力过高或过低, 井网注采能力不能充分发挥。将地层平均压力与地层初始压力之差大于5Mpa的井网予以淘汰。经过本轮及此前筛选, 尚未被淘汰的井网共有10种。

(4) 29种基础井网无水采油期与含水率指标对比及筛选

对比29种基础井网无水采油期指标。将无水采油期短于10个月的井网予以淘汰, 另将生产十年末含水率大于98%作为淘汰标准, 经过本轮及此前筛选, 优选出8种典型井网。

2.2 优势井网筛选

主要对前面优选的8种典型井网, 进行井排距及水平段长度最优化选择。优化选择的水平段长度范围包括300m、400 m、500 m、550m、600m、650m、700m;井排距范围包括150m、250m、300m、350m、400m、450m。综合考虑井网结构特点和生产指标, 筛选优势井网。

这三种井网为水平井-直井混合优势井网, 各种开发指标较好, 注采井位关系灵活易调整, 对低丰度葡萄花油层适应性较强, 直井和水平井采油可以兼顾主力油层和其它油层, 因此选为优势井网, 其中七点平行混采井网在采收率等指标上略占优势。

3 经济评价

采用的经济评价指标主要是净现值。其计算公式为

其中CI—现金流入量;CO-现金支出量;I-财务贴现率;t-生产年度;n-评价年限。

不同油价下三种井网的合理结构参数见表1。

4 葡萄花油层水平井井网布署及开发调整建议

4.1 优势井网推荐

(1) 七点平行井网为首选井网形式。

(2) 五点法井网为备选井网。根据实际地质 (断层、砂体分布等) 及直井井网情况, 如果无法严格按七点平行井网方式布井, 可选用或在局部区域采用五点法井网做为七点平行井网的替代井网。

(3) 五点混采井网综合效果低于七点平行井网和五点法井网, 只作为参考井网。

4.2新区水平井七点平行井网或五点法井网钻井实施建议

(1) 首先完钻七点平行井网 (或五点法井网) 中的直井, 利用直井测试资料搞清油层地质情况。

(2) 在确定地层有利条件的基础上, 完钻水平井。

(3) 水平段设计为小幅度起伏式水平井段, 适当增加井筒穿越油层的夹角, 提高穿越点水平位置的精度, 水平井段可以多次往返穿越目标油层, 还可以穿越多个目标油层。设计水平段的两端必须穿越含油层位, 以便保证水平井的总长度及控制范围。

(4) 考虑地质风险和经济效益, 水平井段取地层、井网和工艺所允许的最大长度。

5结论及认识

(1) 从水平采油井布井位置看, 当周围注水井分布与之呈对称状态, 且注水井排方向与水平采油井走向平行时, 注水均匀推进, 水平采油井均衡受效, 见水点对称分布且同时见水, 见水相对较晚。

(2) 优势井网的水平井段长度增加, 其单井累积产油量和采收率也随之增加, 但同时钻井费用也会增加;反之亦然。井网的井排距增加, 水平井单井累积产油量随之增加, 同时钻井数减少, 钻井费用减少, 但是油层的采收率会相应降低;反之亦然。

(3) 葡萄花特低丰度油层推荐优势井网形式为七点平行井网井网, 在60美元/桶油价下, 井排距取300m;在25美元/桶油价下, 井排距取450m。考虑地质风险和经济效益, 水平井段取地层结构、井网尺度和钻井技术所允许的最大长度。

(4) 七点平行井网为首选井网形式, 七点平行井网井网投产初期, 井网单元的边井首先作为采油井生产, 并尽量放大液量生产。待边井水淹至高含水后, 即转为注水井。

摘要：大庆外围东部葡萄花油层目前已探明地质储量2.1亿吨, 未动用储量有近1亿吨。2002年以来特低丰度葡萄花油层水平井开发试验获得了成功。本文以葡萄花特低丰度油层地质模型为基础, 考虑单井和油藏的开发效果及其不同油价下的经济效益, 经过多级综合筛选, 得到了井网形式、井距、排距、水平井段长度的优势组合;提出了葡萄花特低丰度储层水平井开发的合理井网模式及开发调整建议。

关键词：特低丰度,水平井,井网优化

参考文献

[1]程林松, 郎兆新.水平井五点井网的研究及对比.大庆石油地质与开发, 1994, (04)

[2]曲德斌等.水平井与直井联合面积布井的开发理论研究 (一) 一一般的五点井网.石油勘探与开发, 1995, 22 (I) :35-38.

浅论低渗透气藏开发井网部署及优化篇6

油气藏开发的关键环节之一就是对开发井网的优化和部署, 尤其是低渗透气藏开发的顺利进行离不开合理的井网部署。在大力发展非常规油气资源的今天, 科学优化与部署低渗透气藏井网分布具有十分重大的经济和战略意义。垂直井仍是我国低渗透气藏开发中使用的主要井型, 在煤层气藏、页岩气藏中也有一定的应用。根据我国油气开发现场的实际应用状况, 本文仅涉及垂直井的井网部署及优化。

2 国内外低渗透气藏开发井网

矩形、菱形的井网分布是国内外低渗透气藏开发采用的主要方式, 单井的面积控制在0.1~0.65km2之间。

美国科罗拉多州西南的圣胡安盆地是含煤层气丰富的中-低渗透气藏, 部分区块的渗透率在20~25md之间, 在实际生产中, 井距大小控制在3~4口井/km2。

同国外的非常规油气资源相比, 国内的非常规油气藏具有更低的渗透率, 因此也造成了我国低渗气藏的气井间距要比国外小的多。以沁南枣园试验井组为例, 处于400m×450m井网中的井, 生产十年后的产量仍能达到1000m3/d以上。采用了300m×350m沁南潘河生产井的日产量可达3500m3/d。

3 开发井网的部署原则

同常规油气藏的开发相比, 低渗透气藏的开发既需要借鉴常规油气藏的开采技术, 也需要对这种技术进行改进。为使用尽可能低的成本、实现气藏的最大经济效益, 低渗透气藏的井网部署需要遵循地质因素、经济效益以及开发要素等三个原则。

3.1 地质因素

气藏地质条件的变化会使井网部署呈现出不同的特点, 对低渗透气藏而言, 需要考虑一下几方面的储层因素:渗透率、孔隙度 (气含量) 、储层裂缝发育情况以及储层气资源丰度等。井网方位是由裂缝发育方位和构造走向所决定的, 而井网密度是由储层资源丰度及渗透率状况所决定的, 因此, 对井网部署优化的前提是找到储层中含气量最高的地区。

3.2 开发要素

按阶段实施的平面井网部署经过滚动开发是实现低渗透气藏均衡开采的重要手段之一。常规气藏开发过程中会将尽可能避免井间效应作为建井原则之一, 而低渗透气藏井网之间的干扰效应有利于储层气体的充分流动, 进而提高采收率。

在最短的试验时间内实现井间干扰程度的最大化是先导性试验阶段井网部署优化的原则。通常, 现场的先导性试验阶段时间为5个月~1年。由于较小的井距会使井间的干扰效应更加强烈, 因此, 在先导性试验阶段, 将往的井距应小于正常生产井, 最终井距仍需数值模拟软件辅助确定。为实现单井可以控制更大的面积和更多的储气量、提高采收率、增大经济效益, 在随后的全面开发阶段, 生产井网的间距应大于先导试验阶段。

对不同储层, 低渗透气藏井网部署应基于立体开发、总体规划的原则。对每套层系各自的需求进行充分考虑制定最优的层系划分和井网部署。

合理的采气速度也是开发过程中所必须考虑的要素之一。对低渗透气藏而言, 通常要求15年的采收率达到可采储量的一半左右 (45~55%) 。井网密度的设计应使初期采气速度达到3%左右。

3.3 经济效益

原则要求单井经济极限控制储量要小于单井的实际控制储量;经济极限井网密度也要大于实际生产的井网密度;达到经济极限井网密度的前提下, 根据确定的最优井网密度, 选择合理的井网密度。

综上, 满足了采气速度、经济效益的要求, 借助数值模拟分析各项研究成果确定合理的井网井距。

4 开发井网的优化要素与方法

4.1 井网样式

低渗透气藏生产井的单井产量受井网布置样式的影响, 科学、合理的分布样式还会提高单井的经济效益。国内低渗透气藏常采用的井网样式有矩形井网、五点式井网等。

在矩形井网样式中, 相邻的四口井组成一个圆形, 沿主渗透与垂直渗透两个方向布井。此井网样式通常用于各储层渗透性相差较小的地区, 优点是规划方便, 缺点是矩形井网的中心位置压力降低慢, 采气速度小, 不利于提高采收率。

在菱形井网样式中, 相邻四口井中心会增加一口井, 避免了中心位置因压力降低慢导致储层气无法采出的现象。

4.2 井网方位

依据主导天然裂隙方位以及压裂裂缝方位确定开发井的方位, 使井网的长边方向平行于裂缝方向。低渗透气藏的天然裂隙决定了气藏渗透性, 可知渗透性较优的方向则是气藏的天然裂隙。经过压裂改善的天然裂缝具有更好的沟通性, 裂缝方位通常垂直于最小主应力方向。

4.3 井网密度

井网密度的最终确定是以极限值、合理值与最优值为依据的。三种井网密度是根据经济效益计算得到的, 极限井网密度指的是总投入与总产出相当时的井网密度;最优井网密度是利润最大时的井网密度;合理井网密度是在上述二者之间的中间值。

5 结论

低渗透气藏井网部署需要考虑三方面的要素, 分别是地质基础、经济效益以及开发要素。当前, 适用于国内低渗透气藏的井网优化方法基于井网样式、井网方位以及井网密度三方面。

摘要：随着我国常规油气资源开发难度增大, 低渗透、储量大的非常规油气资源成为突破口。本文探讨了低渗透气藏开发井网的部署原则, 进而浅析了开发井网的优化要素与方法, 为现场提供一定理论基础。

关键词：低渗透,气藏,井网优化

参考文献

[1]李士伦等主编.气田发方案设计[M].北京:石油工业出版社, 2006, 98-115

[2]Cong Ma, Chang Lu, Xin Yang Guo, Sheng Lai Guo, Da Qian Zhang.Selection and lab research of retarder for phosphoaluminate cement[J].Applied Mechanics and Materials, 2012, 174-177 (5) :1317-1320

井网优化篇7

油藏开发初期的大段合采方式, 导致层间干扰严重, 井网井距调整空间日益减少, 注水低效无效循环逐步严重, 水流优势通道普遍, 区块按现有开发方式进一步提高采收率难度大。经过对欢26块兴隆台油层实施深部调驱的油藏地质条件、技术条件、时机的论证, 开始在欢26西块分批实施深部调驱。

规划2012年至2015年分四批实施30个井组, 覆盖面积3.13km2, 目的层为Ⅱ2—Ⅲ5。在反七点法井网完善中, 缺少可利用井的情况普遍存在, 需要部署新井完善调驱井网。与普通的挖潜井有所不同的是, 这类井需要最大限度的达到一系列要求, 来提高新井的地质意义。

2 研究内容

2.1 井位部署原则

鉴于“2+3”模式开发方式的特殊要求, 在新井井位部署中明确部署原则, 才能在井位优化中科学理性的统筹兼顾深部调驱和单层试采挖潜。

综合考虑各项部署目的和区块现状, 归纳出四点部署原则

2.1.1 部署原则一

最大限度利用现井网, 西部合采区按200m井距近五点法面积注水设计井网, 中部分采区按150-220m近反七点法不规则面积注水设计井网。

最大限度利用现井网, 就是为了深部调驱实施过程中的降本增效。目前西部合采区井距约300m, 中部分采区井距约150m, 深部调驱要求井网井距150~200m, 分区进行井网规划大大的提高了老井利用率。

2.1.2 部署原则二

西部合采区调驱目的层为兴Ⅱ油组, 油层厚度大于10m, 中部分采区调驱目的层为兴Ⅲ油组, 油层厚度大于20m。

部署井网区域平均油层厚度22.3m, 最厚可达90m, 在调驱层位选择上依然坚持分区规划, 西部合采区和中部分采区实施不同的目的层。

西部合采区主要发育Ⅱ油组, 油层发育薄, 厚度为10~20m, 深部调驱以Ⅱ油组为主。

中部分采区的Ⅲ6-8距离边水近, 不适合调驱, 以挖潜为主, 而Ⅱ油组为薄层状油层且连通较差, 主要开展精细注水。调驱目的层为兴Ⅲ1-5, 厚度为20~60m。

2.1.3 部署原则三

位于断层边部的部署井, 主力层距离断层75m以上。

在欢26兴剩余油分布研究成果中, 区块断层边部剩余储量为25.9×104t, 占区块剩余可采储量的19.2%, 近年来多口新井和侧钻井投产情况也证实了断层边部剩余油富集。诸多实验结果和实践经验表明, 该块断层边部控油距离为75m。部署井主力层距离断层75m以上, 可以提高断层边部剩余油动用率。

2.1.4 部署原则四

位于挖潜目的层尖灭带的部署井, 尽可能兼顾挖潜目的。

主要挖潜目的层为兴Ⅲ6-8, 剩余可采储量为45×104t, 占区块剩余可采储量的33.4%, 在近年开展的单层试采工作中, 证实了小层尖灭带剩余油富集。在调驱井网区域内, 可以钻遇挖潜目的层尖灭带的, 应尽可能兼顾, 降低钻井风险, 提高新井价值。

2.2 部署原则分析

面对诸多部署原则, 认清矛盾和优先级, 统筹各项部署原则, 对新井的地质质量有着至关重要的影响。

2.2.1 井网井距

假设按200m井距可利用老井已规划, 允许波动范围2 0 m, 新井井位区间约为1350m2, 井网中老井可变更, 新井也不止一口, 每一种变更就能增加1350m2井位区间, 每多一口新井就增加不大于1350m2井位区间, 平均单井井位区间约为2700m2。

2.2.2 油层厚度

作为调驱井网中的井位, 不仅调驱目的层厚度需要达到标准, 更要评价连通厚度 (目的层厚度中连通的层的厚度) , 才能保证深部调驱的有效实施。扣除达不到厚度标准的区域, 平均单井井位区间约为2000m2。

2.2.3 局部挖潜

断层边部和尖灭带井位数量有限, 而且井位调整难度相对较大, 扣除兼顾局部挖潜的区域, 平均单井井位区间约1000m2。

2.3 井位优化原则

纵观30个井组地质特征, 经过缜密的井位部署原则分析, 列出几项井位优化原则。

(1) 区块内部无法兼顾挖潜的井位, 根据井距、构造、油层、连通性等条件, 按最有利于井网完善和深部调驱进行优化。

(2) 断层边部完善井网的井位, 与断层距离保持在75m以上, 井网井距超过限定范围的, 以井网井距为主, 断层影响层位不全的, 变更所利用老井, 或者将井网稍加变形, 保证调驱层位完全。

(3) 对于挖潜层位尖灭带附近的井位, 可以兼顾的选择最优位置兼顾井网和挖潜, 不能兼顾的放弃挖潜, 优先保证井网井距规范。

3 研究结果

在欢26西块兴隆台油层整体部署调整井26口, 其中油井19口, 注水井7口。

按照区块深部调驱分批实施的原则, 新井分三批实施, 与深部调驱进度同步, 2013年第一批井已有4口即将实施。

其中, 兼顾上倾尖灭部位挖潜4口, 兼顾微构造高部位挖潜3口, 兼顾断层边部挖潜4口, 其他17口暂时认为无法兼顾挖潜。预计26口井累计年建产能2.28×104t。

4 经济效益评价

预计通过部署新井完善井网, 相比现有井网继续水驱开发, 十年累增油9.97×104t。单井钻井投产投资600万元。

根据辽河油田分公司效益计算公式E= (1-30%) ×F×Q× (P-T-C) -I可知:

经过新井井位优化研究后的井网, 在不考虑深部调驱增油的前提下, 相比继续水驱开发, 预计未来十年内累增油9.97×104t, 增加经济效益5663.48万元。

5 结论

(1) 从部署目的入手, 对部署原则深入分析, 形成井位优化原则。

(2) 在欢26块完善井网井位部署中, 统筹兼顾深部调驱井网完善与单层试采挖潜, 科学有效优化新井井位, 取得了良好效果。

(3) 此次“2+3”开发模式下优化部署井位研究, 对将来完善井网实施深部调驱的其他区块有着指导性意义。

摘要：欢26块构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡南段。开发目的层为兴隆台油层, 油层埋深17002020m。上报探明含油面积9.07km2, 石油地质储量1697×104t, 天然气地质储量3.33×108m3。欢26断块兴隆台油层于1979年5月采用500m正方形井网一套层系投入开发, 当年8月按反九点法面积注水方式实现全面注水。1983年进行了中部分层注采、东西部井网加密调整, 1991年实施控水稳油, 高含水井和对应注水井关井或间开, 至1996年含水上升有所缓解, 开始通过少量新井挖掘剩余油。1998年区块恢复注水, 区块采油速度稳定在0.4%。

井网优化篇8

关键词：出砂冷采,水平井井网加密,数值模拟,优化设计

重油是非常规石油的统称, 包括重质油、高黏油、油砂、天然沥青和油页岩等。国际上通常把稠油称为重油, 把粘度极高的重质原油称为天然沥青或沥青油砂[1]。出砂冷采是通过使油层大量出砂形成蚯蚓洞, 以提高油层渗透率以及形成稳定泡沫油, 给油层提供内部驱动能量, 从而获得较高的原油产量[2]。

利用水平井技术开发油气藏, 尤其是特殊油气藏, 比如低渗透油藏、裂缝性油藏、薄油层油藏、断块油藏、稠油油藏等, 可以较大程度地改善生产效果[3,4,5]。尽管钻水平井的费用是垂直井费用的3-5倍, 但它能使油层暴露, 从而使开采速度提高10倍[6]。

笔者利用实际油藏参数建立了油藏数值模拟模型, 对出砂冷采水平井井网进行了井网加密方案的优化设计, 并通过经济评价确定了最优加密方案。

1 油藏数值模拟模型

1.1 建立油藏数值模拟模型

本文所研究的区块为中深层疏松砂岩重油油藏, 埋深640~1070m, 油层厚度15.2~88.4m, 油藏压力8.5M P a, 油藏温度53.3°C, 孔隙度30%~36%, 渗透率8-15D, 束缚水饱和度15%。地层条件下原油粘度5516m P a·s, 原油重度7~9A P I, 原始气油比19m3/m3。该油藏采用12口水平井进行出砂冷采, 水平段长度800米, 水平井呈排状排列, 井网形式。

如图1所示。开采5年后采出程度0.65%, 产量递减较快。

建立了直角网格下的三维地质模型, 平面网格划分为1 1 6×5 7, 网格大小为50m×25m, 纵向上将油层组分为10个小层。有效厚度、渗透率及孔隙度模型则根据测井综合解释成果利用“随机干扰插值法”将有效厚度值、渗透率值、孔隙度值网格离散化得到。

1.2 泡沫油数值模拟方法

泡沫油油藏一次采油的数值模拟仍然主要以常规溶解气驱的经验调整模型为基础。根据泡沫油的特点, 本次研究将流体分为水、死油、束缚气、自由气四个组分, 分别属于水相、油相、气相和气相。四个组分中包含一个反应过程:束缚气→自由气。该数值模拟采用CMG软件中的STARS模块进行模拟计算。

2 影响因素分析

模拟了不同加密时间 (从2012到2018年, 间隔为2年) 及不同水平段长度 (从400m到1200m, 间隔为200m) 下的采收率。由图2及图3可知, 加密时间越早, 采收率越高。加密时间越早, 井网越完善, 对储量的控制程度越高。水平段长度越长, 采收率越高, 且对采收率的影响比较显著。但随着水平井段长度的增加, 对钻井技术的要求也就更高, 相应的费用也会升高, 因此, 在实际的油田开发中, 除了要满足尽可能获得最大采收率之外, 还要综合考虑技术、经济因素等。

3 井网加密方案优化设计

3.1 直线正对加密井网

本文主要采取了以下方式对原水平井网进行了加密 (表1) 。 (实线代表原水平井, 虚线代表加密水平井)

3.2 指标预测及结果分析

模型预测了二十年后的开发指标, 模拟结果如表2。

通过井网加密, 采收率较原井网都有了不同程度的增加。其中直线错对加密井网井距为200m方案2时的采收率增幅最大 (6.61%) , 采收率达12.37%, 增加产量4.56×106m3, 其他井网提高采收率幅度由大到小顺序为:直线正对200m加密井网>直线错对200m加密方案1>直线正对300m加密井网>直线错对300m加密井网>交叉加密井网。

3.3 经济评价

3.3.1模型的选择

本文应用现金流量分析法, 利用以下公式对加密方案进行了评价。

式中:N P V——净现值, 万元; (C I-C O) t——第t年的净现金流量, 万元;I——钻井费用及地面建设费用, 万元;T——生产年限, 年;i——目标收益率。

计算结果如图4所示。由图可知, 直线错对井距在200m时第二种加密方案净现值最高为672581.4万元。故就经济效益来讲, 推荐使用该加密方案。

4 结论及建议

(1) 通过模拟可知, 井网形式、加密时机及水平井井段长度对采收率都有一定的影响。井距越小, 加密时间越早, 水平井井段越长, 采收率越高。但加密时间越早, 早期投资越高;水平井井段越长, 对钻井技术要求也就越高, 应从技术、经济方面综合考虑。

(2) 利用净现值法对各加密方案进行了经济评价, 结果显示, 在直线错对井距为200m方案2时的净现值最高, 因此, 综合经济、技术指标, 确定直线错对井距为200m方案2为最优加密方案。

(3) 采用水平井冷采的采收率依旧不高, 建议在冷采一段时间后, 采用热采的方式进行下一步开发, 以达到高效开发油藏的目的。

参考文献

[1]钟文新, 陈明霜.世界重油资源状况分析[J].环球石油, 2008, (5) :18-23.

[2]王学忠, 王建勇.稠油冷采进展与地热采油可行性研究[J].当代石油石化, 2009, 17 (7) :16-19, 22.