安桂荣 许家峰 周文胜 甯 波 耿艳宏

（1.中海油研究总院； 2.中国石油勘探开发研究院）

注采井网优化设计是油田开发的关键，对于不同地质特征、不同流体性质的油田，井网研究的侧重点也不尽相同［1-5］。目前海上油田仍以大井距多层合采为主［6］，层间和层内矛盾突出，复杂河流相稠油油田注采井网矛盾更为突出。例如，BZ油田目前采用不规则面积井网，但井网注采对应率偏低，平均仅为53%，部分油井受注入水舌进的影响，含水上升率平均达到7%，3.4∶1的油水井数比也导致井网注采失调，0.45的累计注采比导致储层压力下降近4MPa，因此注采井网优化调整是目前该油田亟待解决的问题。

1 油田概况

BZ油田是一个被南西—北东向断层和东西向断层分割的明下段断裂背斜，平面上主力砂体河道较窄（平均河道宽度为200～300m），横向变化大，连通性难以把握，砂体较厚、分布面积较大时分支河道砂体延伸方向多变，砂体较薄、分布面积较小时分支河道砂体延伸方向较为稳定；纵向小层多，储层叠合性较差，平均单井钻遇厚度仅20m，其中IV、V、VI主力油组单砂体较薄，平均厚度2～6m，地下原油粘度由东向西逐渐变大，分布区间较广（为20～200mPa·s，大部分储量地下原油粘度在80mPa·s左右），油田平均渗透率1 750mD，孔隙度30%。到2010年底，该油田有油井115口，注水井34口，采出程度6.1%，综合含水43%。

2 油田井网优化

2.1 注采井网形式优化

根据BZ油田河道砂体厚度和渗透率的分布特点，利用Petrel软件建立了窄河道水驱稠油油田机理模型，通过改变注采井网形式对比研究井组阶段采出程度及水驱波及体积。该机理模型河道宽度300m，河道中间厚度6m，且厚度向河岸两边逐渐变差，平均渗透率1 700mD，平均孔隙度30%，模型网格步长为20m×0.5m（图1）。

BZ油田河道砂体储层物性较差处渗透率在100mD左右，高渗储层达到4 000mD左右，对于窄河道中高渗、非均质储层开发效果，水驱波及系数的影响要大于驱油效率的影响。图2为BZ油田机理模型不同布井模式水驱波及系数情况，可以看出注水井位于物性较差的河道边部时，水驱波及系数可达到90%以上，注水井位于物性较好的河道中部时，油井见水较快，水驱波及系数仅能达到80%左右。对比该油田机理模型不同布井模式初期采油速度及阶段采出程度（图3），可以看出采油井位于物性较差的河道边部时，初期采油速度偏低，仅能达到0.8%左右，而位于物性较好的河道中部时却能达到3.0%～4.1%；河道边部注水中部采油与边部注水边部采油的阶段采出程度均可达到24%以上。因此，从海上油田高速高效开发模式上分析，河道边部注水中部采油的布井模式更适合该油田。

图1 不同河道类型储层渗透率分布特征

在确定了“河道边部注水、中部采油”的布井模式后，利用BZ油田实际地质模型对比评价了反九点、平行河道交错排状（图4）、平行河道直井注水平井采油、垂直河道直井注水平井采油、垂直河道交错排状直井开发等5种井网形式。图5为这5种井网形式阶段采出程度（含水率为95%时）对比图，可以看出，平行河道交错排状布井模式效果最佳，阶段采出程度较其他几种布井模式，在评价周期内可提高2%左右。

图4 平行河道交错排状布井模式示意图

图5 BZ油田不同井网形式阶段采出程度（含水率为95%时）

2.2 合理油水井数计算

2.2.1 计算方法

合理油水井数常常是根据注采井数比确定的［7-10］，而注采井数比通常是在假定注入生产压差相等的条件下，根据注采平衡的原则，由水井的吸水指数和油井的产液指数确定，这种方法缺乏严谨性。

本文根据海上油田开发特点，引入注采比IPR，将注采动态平衡原理与经济因素相结合，在考虑最佳产液量下建立确定经济合理油水井数计算数学模型。

设合理油水总井数为n，其中油井数为no，水井数为nw，注采单元产液量Ql和注水量Qi分别表示为

地层压力是油田开发的核心问题，地层压力保持过低，则地层能量不足，其产量达不到要求；地层压力保持过高，就需要提高注入压力，增加注水量，势必增加投资，影响开发效益。因此，需要有一个合理的地层压力保持水平，引入注采比IPR后，联立式（1）与式（2）得到

将式（3）代入式（4）得到

将式（5）代入式（1）得到产液量为

根据极值理论，在一定井网密度及开发阶段条件下，式（6）存在最优产液量。令dQl／dno=0后得到最佳产液组合条件下合理采油井数为

由式（7）可知，采油井数除了与不同含水阶段的采液指数及吸水指数有关外，也与由不同含水阶段合理储层压力保持程度决定的注采比有关。

由于海上油田钻完井及综合成本较高，因此多采用350～400m大井距合采的方式，而且合理井网密度的确定方式也不同于陆上油田，经济因素的权重更加重要。海上油田经济井网评价模型表示为

式（8）中ER表示油田采收率，文献［11］通过校正驱油效率建立了海上稠油油田井网密度评价经验公式

联立式（8）与式（9）可确定油田最佳经济井网密度值，再结合式（7）则可计算出不同注采比条件下合理油井数与注水井数。

2.2.2 计算结果

按照BZ油田实际地质情况及生产控制条件设定基本参数：原始地层压力为16.4MPa，地层原油粘度80mPa·s，原油体积系数1.1，原油密度0.95g／cm3，平均渗透率为1 750mD，驱油效率为0.69。

（1）合理井网密度确定。BZ油田含油面积42 km2，考虑油价波动的影响因素，假设油田单井钻完井及工程投入总成本为0.8亿～1.2亿元，桶油成本按销售价格的1／5考虑，国际原油价格按80美元／bbl计算，折现率选取12%。根据式（9）可计算得到该油田采收率随井网密度的变化规律（图6），再联立式（8）即可得到目前油价、不同投入成本条件下最佳经济井网密度图版（图7）。

从图6可以看出，随着井网密度的增加，采收率逐渐增加，但无法准确标定该油田合理井网密度，若按海上常用于评价单井经济极限可采储量5×104m3作为门限值，则极限井网密度可达到10口／km2；同时若将该油田采收率随井网密度的变化关系结合经济评价综合考虑，则不同单井成本条件最佳井网密度不尽相同，单井成本0.8亿～1.2亿元对应的最佳井网密度（图7A、B及C点）为5.7～7.9口／km2，结果更为合理。对于BZ油田，假设1亿元单井成本条件下井网密度选取6.7口／km2，总井数可设计281口，目前已有155口，还可加密调整126口。

（2）合理油水井数确定。通过测试资料可知，BZ油田初期视米采液指数为2.0m3／（MPa·m·d），视米吸水指数为1.5m3／（MPa·m·d），视米采液指数先是随着含水率的增加而降低，当含水率大于40%后才逐渐增加（图8）。通过式（7）计算得到BZ油田不同含水阶段在不同注采比条件下合理油井数选取图版（图9），如含水40%时，在最佳井网密度条件下，注采比为0.8～1.2时设计油井数165～179口为最佳，此时油水井数比为1.5左右。

图8 BZ油田视米采油指数与采液指数变化曲线

图9 BZ油田不同含水阶段不同注采比所需油井数

3 结论

BZ油田井网优化结果表明，复杂河流相水驱稠油油田布井时要充分考虑在物性较差的河道边部布注水井，在物性较好的河道中部布采油井，选取平行河道交错排状注采方式，这样既保证了较高的水驱波及系数，又保证了较高的采油速度；将油田注采动态平衡与经济井网密度评价合理组合建立的海上高成本水驱稠油油田经济合理油水井数动态计算数学模型简便易行，适合于油田各阶段调整目标的制定。

符号说明

Ql，Qi—日产液，日注水量，m3／d；n—总井数，口；no，nw—油、水井数，口；Jl—油井产液指数，m3／（d·MPa）；pwf—油井井底流压，MPa；Iw—注水井吸水指数，m3／（d·MPa）；pI—注水井井底流压，MPa；p—平均地层压力，MPa；IPR—注采比；M—收益净现值，万元；N—地质储量，104m3；ER—采收率；P—油价，＄／m3；C—单位原油成本，＄／m3；A—含油面积，km2；S—井网密度，口／km2；F—单井投入成本，万元；T—时间，a；i—折现率；Ka—储层渗透率，mD；μo—地层原油粘度，mPa·s；ED（1.0）—含水率为1时的驱油效率。

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