【正文】 ● ○ ○ ○ ○ ○ ● ○ ○ ○ ○ ○ ● ○ ● 圖例： ○油井 ●水井 壓裂縫 36 最大井網(wǎng)系數(shù)與m值關(guān)系曲線0123456789100 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12井網(wǎng)系數(shù)，nm,Jw/Jo 根據(jù)長(zhǎng)慶已開(kāi)發(fā)油田經(jīng)驗(yàn)，注水井每米吸水指數(shù)為 178。 m178。 MPa，生產(chǎn)井每米采液指數(shù)為 178。 m178。 MPa，折算到地下體積為 m3/d178。 m178。 MPa，則計(jì)算得 m為 。計(jì)算得最優(yōu)井網(wǎng)系數(shù) n為 9，即最佳井網(wǎng)形式為反九點(diǎn)法。 根據(jù)鄂爾多斯盆地同類(lèi)型油藏的注水開(kāi)發(fā)實(shí)踐，采用反九點(diǎn)面積注采井網(wǎng)，既能保持較高的地層壓力水平，油井見(jiàn)效程度高，又保持了較高的采注比。另外，這種井網(wǎng)有利于中后期注采井網(wǎng)調(diào)整。 侏羅系延 9 儲(chǔ)層 為河道砂巖沉積， 油藏規(guī)模較小，油層縱橫向變化大，很難形成正規(guī)的面積注水井網(wǎng)，為了提高鉆井成功率，采用三角形井網(wǎng)滾動(dòng)布井、不規(guī)則反九點(diǎn)注采井網(wǎng)。 2. 井網(wǎng)密度 科學(xué)合理的井網(wǎng)密度既要使井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)層的控制程度盡可能的大、要能建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)、要使單井控制可采儲(chǔ)量高于經(jīng)濟(jì)極限值，又要滿足油田的合理采油速度、采收率及經(jīng)濟(jì)效益等指標(biāo)。 圖 111 37 (1).盡可能提高水驅(qū)控制程度 北京石油勘探開(kāi)發(fā)科學(xué)研究院根據(jù)我國(guó) 37個(gè)開(kāi)發(fā)單元或區(qū)塊的實(shí)際資料，回歸分析得出不同類(lèi)型油藏井網(wǎng)密度與水驅(qū)控制程度的關(guān)系（圖 112）。 圖 112 不同油田水驅(qū)控制程度與井網(wǎng)密度關(guān)系 由此看出，滲透率較低的Ⅴ類(lèi)油藏只有適當(dāng)加大井網(wǎng)密度，提高水驅(qū)控制程度，才能獲得較好的開(kāi)發(fā)效果。 另外，根據(jù)水驅(qū)控制程度與井網(wǎng)形式及井距的關(guān)系： 2 5101 dCe ??? ????? 式中： ε — 采注井?dāng)?shù)比，五點(diǎn)法為 1，四點(diǎn)法為 2，反九點(diǎn)法為 3； C— 等價(jià)油砂體尺寸， m2； d— 平均井距， m； Φ — 面積校正系數(shù)，五點(diǎn)法為 1，四點(diǎn)法為 23 ，反九點(diǎn)法為 1。 由上式可以看出， 采用該方法計(jì)算的水驅(qū)控制程度與注水方式、井網(wǎng)密度及油砂體的面積有關(guān)，考慮得較為全面，能夠反映油田實(shí)際情況。 用本區(qū)長(zhǎng) 6 實(shí)際資料計(jì)算，并繪制水驅(qū)控制程度與井距的關(guān)系曲線。可以得到， 38 若要保證水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度大于 80％，長(zhǎng) 6 油層合理地質(zhì)井距應(yīng)小于 280m，即井網(wǎng)密度大于 口 /km2（圖 113）。 0 200 400 600井距（m ）水驅(qū)控制程度 圖 113 水驅(qū)控制程度與井距關(guān)系圖 (2). 盡可能提高水驅(qū)采收率 北京石油勘探開(kāi)發(fā)研究院根據(jù)我國(guó) 144 個(gè)油田或開(kāi)發(fā)單元的實(shí)際資料，按流度統(tǒng)計(jì)出最終采收率與井網(wǎng)密度的經(jīng)驗(yàn)公式。 當(dāng)流度小于 5時(shí)，最終采收率與井網(wǎng)密度的經(jīng)驗(yàn)公式如下： sR eE ??? 1 0 1 4 滲透率平均 179。 103μ m2，地層原油粘度 ，流度為 179。 103μm2/。據(jù)此，按注水開(kāi)發(fā)最終采收率 %計(jì)算，相應(yīng)的井網(wǎng)密度為 口 /km2。 (3). 經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度 根據(jù)前蘇聯(lián)謝爾卡切夫提出的井網(wǎng)密度與采收率的關(guān)系式（ ER=Edeas）進(jìn)行投入產(chǎn)出分析，可得油田總利潤(rùn)與井網(wǎng)密度的關(guān)系： 2/21 )1()( Tasas DSFNP E deNL E desE ??? ???? ?? 式中： E(s)— 油田開(kāi)發(fā)總利潤(rùn)（萬(wàn)元） 39 ?1— 原油商品率（ f） ?2— 采出伴生氣儲(chǔ)量附加系數(shù) N— 原油地質(zhì)儲(chǔ)量（ 104t） L— 原油售價(jià)（元 /噸） Ed— 驅(qū)油效率（ f） a— 波及系數(shù)指數(shù)斜率（ f） S— 井網(wǎng)密度（公頃 /井） P— 采油成本（元 /噸） F— 含油面積（公頃） D— 單井固定投資（ 104元 /井） ?— 銀行貸款利率（ f） T— 投資回收期（年） 求經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度和經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度的計(jì)算公式為超越方程，不易直接求解，可用曲線交匯法或迭代法求解。通常采用曲線交匯法求解， 代入實(shí)際資料，繪出總利潤(rùn)與井距關(guān)系曲線，求出最大利潤(rùn)時(shí)的井距即為經(jīng)濟(jì)最佳井距；利潤(rùn)為零時(shí)的井距即為經(jīng)濟(jì)極限井距（表 132）。 表 132 不同油價(jià)下的經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度和經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度值 油價(jià) (元 /噸 ) 1200 1400 1550 2021 2400 2800 3000 3400 3800 4000 井網(wǎng)密度2/well) 最佳 極限 當(dāng)油價(jià)為 1550 元 /噸時(shí)， 經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度和經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度見(jiàn)表 133。 40 表 133 經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度和經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度（ 1550元 /噸） 經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度 sb(km2/well) 經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度 sm(km2/well) 在實(shí)際操作中，在考 慮實(shí)際油藏條件的情況下，應(yīng)盡量采用靠近經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度值。具體作法可以采用李道品推薦的“加三分差”的原則，即在經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度的基礎(chǔ)上，加最佳與極限井網(wǎng)密度的三分之一，即： ?????? ??? 3 /1/111 bmbr ssss 式中， sr— 合理適用井網(wǎng)密度， km2/well。 432101230 4 8 12 16井網(wǎng)密度（ha/ 井）函數(shù)計(jì)算值 as經(jīng)濟(jì)最佳經(jīng)濟(jì)極限 圖 114 XX油田長(zhǎng) 6 油藏井網(wǎng)密度計(jì)算交匯圖 這樣優(yōu)化后的實(shí)用井距介于經(jīng)濟(jì)最佳和極限井網(wǎng)密度之間，且偏近于經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度（表 134）。 表 134 合理適用井網(wǎng)密度值（ 1550元 /噸） 合理適用井網(wǎng)密度 sr(km2/well) 延 9 長(zhǎng) 6 4. 合理井、排距 參考長(zhǎng)慶已開(kāi)發(fā)的井網(wǎng)形式，侏羅系延安組注水開(kāi)發(fā)油藏一般油藏規(guī)模不大，在實(shí)際建產(chǎn)當(dāng)中，一般采用三角形滾動(dòng)建產(chǎn)的方式，以減少產(chǎn)建的風(fēng)險(xiǎn)。前已論述，侏羅系延 9 油藏采用三角形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)。 若三角形井網(wǎng)井距為 d，則三角形井網(wǎng)的單井 41 控制面積為 31/2d2/2。根據(jù)所計(jì)算出的經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度和經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度，則可以計(jì)算出相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)最佳井距和經(jīng)濟(jì)極限井距。計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表 135(原油售價(jià) 1550 元 /噸 )。 y = xR2 = 0 . 00 . 51 . 01 . 52 . 0 滲透率( m D )擬啟動(dòng)壓力梯度(MPa/m) 圖 115 啟動(dòng)壓力梯度與 滲透率關(guān)系圖 圖 116 三角形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)形式 42 表 135 延 9 井距計(jì)算結(jié)果表（ 1550元 /噸） 井網(wǎng)形式 反九點(diǎn) 井網(wǎng)形式 三角形 單井控制面積 (km2/well) 經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度 sb(km2/well) 經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度 sm(km2/well) 合理適用井網(wǎng)密度 sr(km2/well) 經(jīng)濟(jì)最佳井距 db(m) 360 經(jīng)濟(jì)極限井距 dm(m) 228 合 理適用井距 dr(m) 294 根據(jù)楊 5733 井區(qū)實(shí)際情況，延 9 油藏面積較小，井距不宜過(guò)大，一般取 270m～300m。 00. 050. 10. 150. 20. 250. 30. 350. 40 50 100 150 200 250 300距油井距離（ m)地層壓力梯度（MPa/m)r= 2 5 0 m r= 2 0 0 m r= 1 5 0 m r= 1 2 0 m r= 1 0 0 m r= 8 0 m地層壓力梯度（MPa/m)地層壓力梯度（MPa/m)地層壓力梯度（MPa/m) 圖 117 排距與地層壓力梯度關(guān)系 對(duì)于不同滲透率的 特低滲透油藏， 在保證單井控制面積不變的前提下，改變排距 ∶井距（分別取值 1∶ 1， 1∶ 2， 1： 3， 1∶ 4和 1∶ 8），進(jìn)行模擬綜合分析，結(jié)果表明：儲(chǔ)集層滲透率與合理排距 ∶ 井距值關(guān)系密切，滲透率越低，合理排距：井距值越小。本區(qū)長(zhǎng) 6 油層 滲透率 179。 103μ m2左右， 參考靖安油田長(zhǎng) 6 油藏 井距：排距數(shù)值模擬結(jié)果，本區(qū)長(zhǎng) 6 采用 300m179。 160m井網(wǎng)， 井網(wǎng)密度 口 /km2。 223d 43 綜上所述，本區(qū)長(zhǎng) 6 采用菱形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)，井距 300m，排距 160m，井排方位 NE70176。 壓力系統(tǒng) 1． 注水井最大井口注水壓力 （ 1） 油層破裂壓力 根據(jù)水力壓裂造縫機(jī)理，破壓可用下式計(jì)算： Hpp ff ??? 式中： fp —— 油層破裂壓力， MPa； fp? — 破裂壓力梯度， MPa/（ 10m），一般 ～ ； H— 油層中部 深度， m。 本區(qū)長(zhǎng) 6油層 6 口井平均油層中深為 1410m， 由上式計(jì)算，本區(qū)長(zhǎng) 6 油層破裂壓力為 ～ ，平均 。 綜合考慮理論計(jì)算值和實(shí)際測(cè)量值，本區(qū)長(zhǎng) 6破裂壓力取值 23MPa。 XX地區(qū)延 9平均井深按 750m計(jì)算，則本區(qū)延 9油層破裂壓力為 MPa～ MPa。 統(tǒng)計(jì) XX 地區(qū) 延 9 水力壓裂試油的地面平均破裂壓力約 ，考慮壓裂液的 摩阻，根據(jù) 地面破裂壓力折算地下破裂壓力的經(jīng)驗(yàn)公式為： sf pHP ?? 200 式中， Pf油層破裂壓 力， MPa； 44 Ps— 地面破裂壓力， MPa； H油層中部深度， m； 綜合考慮，本區(qū)延 9 破裂壓力取值為 。 （ 2）注水井最大井口注水壓力 注水井最大流動(dòng)壓力主要受地層破裂壓力的限制，一般不超過(guò)破裂壓力的 90%。長(zhǎng) 6破裂壓力 約 23MPa，按照注水井井底最大流壓不超過(guò)破裂壓力 85%的原則 . 考慮液柱壓力及井筒摩阻， 注水井最大井口注入壓力公式為 tLff PHPP ??? a x 式中， Pf油層破裂壓力， MPa； Pfmax注水井最大井口注入壓力， MPa； H油層中 部深度， m； PtL油管摩擦壓力損失， MPa，取 。 延 9平均井深按 750m， 破裂壓力 MPa， 計(jì)算注水井最大井口注入壓力為 。 長(zhǎng) 6破裂壓力 為 ，油藏埋深 1410m，計(jì)算長(zhǎng) 6 油藏注水井最大井口注入壓力為 。 在開(kāi)發(fā)過(guò)程中要定期測(cè)吸水指示曲線，根據(jù)每口井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)選擇并調(diào)整合理的注水壓力。 2． 采油井流壓 長(zhǎng) 6 油藏飽和壓力高，國(guó)內(nèi)外同類(lèi)油藏的開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明，流動(dòng)壓力為飽和壓力的70%左右，開(kāi)發(fā)效果最佳，最低流動(dòng)壓力為飽和壓力的 50%左右。借用靖安油田長(zhǎng) 6 45 飽和壓力數(shù) 據(jù) ，則 長(zhǎng) 6 采油井 合理流壓為 ，最低 流動(dòng)壓力 MPa。 延 9 油藏飽和壓力低， 僅 MPa， 地飽壓差大， 該類(lèi)油藏采油井流動(dòng)壓力的大小主要取決于地層能量以及對(duì)油井產(chǎn)量的要求。經(jīng)驗(yàn)表明，采油井流動(dòng)壓力控制在原始地層壓力的 50%左右，可以保證油井有足夠的生產(chǎn)能力及合理的開(kāi)采速度。前已估算出本區(qū)延 9 原始地層壓力約為 ，則合理流壓為 左右。 3． 生產(chǎn)壓差及地層壓力保持水平 根據(jù)長(zhǎng)慶油田特低滲油田 注水 開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，油層壓力保持在原始?jí)毫Ω浇?，可以保證油井有足夠的生產(chǎn)能力 及合理的開(kāi)采速度。根據(jù)靖安油田長(zhǎng) 6 地層壓力、壓力系數(shù)以及本區(qū)平均井深，折算本區(qū)長(zhǎng) 6 原始地層壓力約 左右，前已確定長(zhǎng) 6 采油井合理 流壓為 MPa，則生產(chǎn)壓差為 MPa。 根據(jù)長(zhǎng)慶油田侏羅系油藏開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)， 延安組油層壓力保持在原始地層壓力的 85%以上較為適宜，前已確定采油井合理 流壓為 MPa， 原始地層壓力 ， 則生產(chǎn)壓差為 。 若 油藏 局部有較 活躍 的 邊底水，根據(jù)長(zhǎng)慶邊底水油藏開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，Ⅰ類(lèi)油藏（油層與底水直接接觸）合理生產(chǎn)壓差為 ～ ；Ⅱ類(lèi)油藏（油層與底 水之間為薄泥巖隔層或致密砂巖）合理生產(chǎn)壓差為 ～ ；Ⅲ類(lèi)油藏（油層與底水之間有較好隔層（大于 2m的泥巖）合理生產(chǎn)壓差為 2～ 。 本區(qū)延 9 油藏埋深淺， 合理生產(chǎn)壓差應(yīng)取經(jīng)驗(yàn)值的下限，因此，本區(qū)延 9 最大生產(chǎn)壓差不能超過(guò) MPa。 單井產(chǎn)能 根據(jù)長(zhǎng)慶油田侏羅系及三疊系油田、井區(qū)資料統(tǒng)計(jì)，單位厚度采油指數(shù)與流度的 46 關(guān)系為： lg(Ioh)=(K/μo)