张玉欣，夏志增，于晨晓，段文慧，王查荀

（山东石油化工学院，山东东营 257061）

我国低渗油藏储量丰富，在已探明的原油地质储量中占70%以上，已成为勘探开发研究的主体[1-2]。相对于中高渗油藏，低渗油藏孔喉结构复杂、非均质性强，物性普遍较差[3-4]，开发难度更大。

目前，多数油藏开发方案的设计以技术指标为主，经济指标的考虑较少[5-6]，且大多未考虑油价的波动。为研究DS 区块的合理开发方案，通过层系划分、开发方式选择和井网井距设计等，使用数值模拟方法分别预测了压裂条件和不压裂条件下的开发指标，并通过计算不同油价下的净现值，优选了研究区的油藏工程方案。

1 油田概况

研究区地质储量为1.616 4×108t，为大型中孔低渗轻质油藏。储层岩性以泥质细砂岩为主，油层埋藏较深，在1 700～2 220 m；主力层S2 共发育3 个砂层组（S2-1、S2-2 和S2-3），砂层厚度在111.00～213.40 m；发育四条弱封闭小断距断层，平均断距为12～20 m。

区块流体总体属于一般黑油，地面原油密度为0.673 2 g/cm3，地面原油黏度为1.75 mPa·s，平均孔隙度为17.6%，平均渗透率为12.63 mD，储层具有强应力敏感的特征。

2 数值模拟模型建立

研究区总面积约为80.00 km2，根据地层特征、沉积韵律发育特点和油藏规模，平面网格单元步长划分为100 m×100 m，网格总数为25.85×104个，得到的模拟模型见图1。

图1 储层模型示意图

试油试采资料显示，试采井C10 和C14 的初期日产油分别为32.4 m3和21.2 m3。对两口试采井C10 和C14 进行了拟合研究（图2、图3），拟合误差分别为4.2%、2.5%，拟合精度较高，验证了模拟模型的可靠性。

图2 累计产油量拟合结果-C10 井

图3 累计产油量拟合结果-C14 井

3 油藏工程设计

3.1 层系划分

研究区主力油层厚度较大，故将砂层组S2 划分为两套层系进行开发，见表1。两套层系地质储量相当，层系之间具有稳定的泥岩隔层，能够保证层系之间不发生干扰。

表1 层系划分

3.2 开发方式选择

应力敏感性实验表明，储层具有强应力敏感性，因而天然能量开发渗透率损失大[7-9]。不同生产压差下的渗透率与初始渗透率的比值见图4。由图4 可以看出，随压差增大，渗透率降低十分显著。若采用天然能量开采，早期产量降低十分明显（图5）。因此，应保持地层压力开发，将压力保持在不使渗透率发生明显下降水平上，建议采用早期注水开采。

图4 不同生产压差下的渗透率变化曲线图

图5 天然能量开采产量递减曲线

3.3 井网井距设计

由于目的层厚度较大，可采用直井开采。选取研究区典型参数，分别建立五点法、反七点法、反九点法井网典型井组模型，进行15 年的开采模拟研究。各模型的采出程度、井均日产油、含水率等开发指标见表2。由表2 可以看出，五点法井网具有最高的采出程度和井均日产油，因此开发井网选为五点法井网。

表2 不同井网形式下的开发指标

为确定最优井距，在前述典型五点法井网模型基础上，建立了300、400、500、600 m 的模拟模型，不同井距条件下的累计产油量变化见图6。

图6 不同井距下的累计产油量变化曲线

对比不同井距下的累计产油量可以看出，开采初期井距为300 m 时产量较高，但由于单井控制的地质储量小，因而后期产量增幅变小；500 m 井距和600 m井距的累计产油量相差较小，考虑到前者的采油速度更高，选择500 m 井距进行开发。

3.4 压裂参数选择

低渗储层由于渗透率低，普遍进行储层压裂改造以提高油井产能。裂缝导流能力和压裂规模（裂缝半长）是储层压裂的主要指标。根据室内支撑剂评价实验，裂缝导流能力设计为225 mD·cm。

在五点法井网模型基础上，对裂缝半长进行优选。为避免过早水窜，仅对生产井进行压裂。模拟结果见图7。由图7 可以看出，裂缝半长越大，累计产油水平越高，当裂缝半长达到一定程度后，增加裂缝半长对产量的贡献明显减弱，裂缝半长为60 m 和80 m 的累计产油量曲线重合，因此选择裂缝半长为60 m。

图7 不同裂缝半长下的累计产油量变化曲线图

4 开发指标预测

根据上文的研究结果，开展井网部署和技术指标预测。总井数均为426 口，其中生产井215 口，注水井211 口。对两套层系分别进行不压裂、压裂两种方案的设计，两套层系的井网部署见图8，预测开发指标见表3。由表3 可以看出，两套层系压裂后的采出程度增加明显，比不压裂条件下高约4%。

表3 不同开发方案开发指标（15 年）

图8 井网部署示意图

5 经济评价

近年来，国际油价波动较大。采用净现值法[10-11]进行开发方案的经济评价。净现值是指在项目计算期内，按行业基准折现率或其他设定的折现率计算的各年净现金流量现值的代数和，如式（1）所示。

式中：FNPV-财务净现值，亿元；Ci-现金流入量，亿元；Co-现金流出量，亿元；n-计算期，年；ic-基准收益率或设定的收益率，本文取8%。

两套层系在压裂条件和不压裂条件下的净现值见图9、图10。由图9、图10 可以看出，在压裂条件和不压裂条件下，两套层系的平衡油价在50～60 美元。因此，当油价低于60 美元时，不进行压裂时获得的经济效益更高；当油价高于60 美元后，采用压裂方案更好。

图9 第一套层系不同油价下的净现值

图10 第二套层系不同油价下的净现值

6 结论

（1）研究区块目的层厚度大且应力敏感性强，可分为两套层系开发，采用直井五点法井网进行早期注水开采，井距为500 m，裂缝的导流能力为225 mD·cm，裂缝半长设计为60 m。

（2）低渗油藏的开发应综合考虑技术指标和经济指标。压裂后储层采出程度更高，较不压裂条件下高约4%；当油价低于60 美元时，不压裂获得的经济效益更高；当油价高于60 美元时，压裂获得的经济效益更高。