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牛74块井网适应性评价及方案调整闫文华;石晓博;杨士萍;牟勇【摘要】针对牛74块目前的开发现状,对当前的开发井网合理性进行了评价,采用235 m正方形井网,反九点注水方式比较适合.但是该区块目前的合理油水井数比小于实际油水井数比,实际井网密度小于合理井网密度,而实际井距大于合理井距,水驱储量动用程度和水驱储量控制程度都比较差.所以利用数值模拟技术给出两种井网调整方案.结果表明,转注转采和打加密井等措施都很好的提高采出程度,增加产油量.%In view of niu 74 field' s current developing situation, the current development pattern rationality and think using 235 m square well network are evaluated , inverted nine spot injection way is more reasonable. But now the field' a reasonable oil water ratio is less than actual oil water ratio, the actual well spacing density is less than reasonable well spacing density, but the actual well spacing is greater than reasonable well spacing, water drive reserves producing degree and water drive reserves controlling degree are bad. So numerical simulation technology is used to put forward two plans of well network adjustment. The results show that: oil wells turn to water wells and water wells tum to oil wells and drive infill well can improve degree of reserve recovery and add oil production.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2012(012)017【总页数】4页(P4145-4148)【关键词】井网密度;井网完善程度;数值模拟;采出程度【作者】闫文华;石晓博;杨士萍;牟勇【作者单位】东北石油大学提高采收率教育部重点实验室,大庆 163318;东北石油大学提高采收率教育部重点实验室,大庆 163318;辽河油田茨榆坨采油厂地质研究所,沈阳 110206;东北石油大学提高采收率教育部重点实验室,大庆 163318【正文语种】中文【中图分类】TE323牛74块地理位置位于辽宁省灯塔县境内，构造上处于辽河断陷东部凹陷北部地区，平均孔隙度11.41%，平均渗透率5.66×10-3μm2。
表明该套储层具低孔、特低渗透性的特点。
断块于2005年采用235 m井距正方形井网一套层系投入开发。
同年8月转入注水开发，采用正方形井网反九点注水方式，为保证注入水均匀推进。
将正方形井网布置成近北东向45°排列，目前处于开发初期，截至2011年7月，投产油井31口，投(转)注水井5口。
1 当前开发井网合理性评价1.1 注水方式合理性分析牛74块属于低渗透油田，原油性质较好，但油层分布不稳定、形态不规则、小面积分布成条带状油层的特点。
主要断裂茨东断层和牛青断层，为两条二级断裂走向NE向，次断裂主要为NEE向。
根据以上特点及目前该区块的低采油速度，采用面积注水方式比较适用，且宜于后期调整。
1.2 井网形式合理性分析根据吸水采液指数平方根法，当总井数一定、注采压差一定时，油水井数比在1左右可选择五点法，2左右可选择七点法，3左右可选择反九点法。
根据物质平衡原理，在注采平衡条件下合理注采井数比［2］式(1)中，R—油水井数比;Ji—吸水指数，m-3(d·MPa);Jl—产液指数，m-3(d·MPa)(油藏含水后需用采液能力代替采油能力)。
经过计算，牛74块合理油水井数比为2.3，目前牛74块实际油水井数比为3.2，适宜采用反九点法，但是注水井少于理论注水井数需进行井网调整。
而正方形反九点法面积注水井网可根据实际情况进行灵活调整，其他面积注水井网，如三角形的四点法等，注采系统确定之后，基本上没法调整。
因此，牛74区块整体上采用反九点法布井方式比较适宜，而对于渗透率相对较低的区域可增加注水井数。
2 井网密度适应性评价2.1 技术井网密度技术极限井网密度即对低渗透油藏来说，是依靠现有工艺技术条件，随着井网密度的增加，开始能够使整个油藏注采井间的原油呈拟线性流动时折算的井网密度。
其计算方法主要有采油速度法、谢尔卡乔夫公式、单井产能分析法、注采平衡法等［3］，计算结果见表1。
表1 合理井网密度表单井产能密度井网密度/(口·km-2)方法采油速度法谢尔卡乔夫公式法分析法注采平衡法合理井网27.5 22.0 28.2 21.0 24.7通过以上方法的计算并取其平均值作为合理井网密度，得出牛74块的合理井网密度为24.7口/km2，该区块的目前实际井网密度是15.4口/km2，小于合理井网密度。
因此，结合现场生产条件，在井网较稀的区域，在调整注采方案的同时，可考虑打加密井挖潜剩余油。
2.2 经济井网密度采用综合经济分析法，该方法在以经济效益为中心的原则下综合优化各项有关技术、经济指标，最后得到经济效益最佳、最终采收率也高的井网密度，也就是经济合理井网密度;经济极限井网密度即经济效益为零的井网密度［4］，根据胡斯努林方法推出计算公式得出表2。
表2 井网密度取值经济极限井网密度井网密度/(口·km-2)方法合理井网密度经济合理井网密度24.7 16.2 34.7计算可知该区块的合理井网密度是24.7口/km2，实际井网密度是15.4口/km2，经济合理井网密度16.2口/km2，经济极限井网密度 34.7口/km2，合理井网密度小于经济极限井网密度，区块实际井网密度小于合理井网密度。
因此，结合现场生产条件，在调整注采方案的同时，可考虑打加密井挖潜剩余油。
2.3 合理井距分析［5］表3 不同井网形式下的井距与井网密度的关系式井网名称单元几何形状注采井数比注水井単井控制水驱面积/(km2·口-1)井网密度/(km2·口-1)五点法正方形 1:12d2 d2七点法等边三角形 2:1 1.299 d2 0.866d2九点法正方形 3:1 1.333 d2d2反九点法正方形 1:3 4 d2 d2反七点法等边三角形 1:2 2.598 d2 0.866d2根据牛74块目前的井网部署情况，得出经济合理井距是248 m，经济极限井距是170 m，合理井距是201 m，而牛74块实际井距为235 m。
在调整注采方案的同时，结合注水井见效井距，可考虑打加密井，开发中应注重完善老井，提高水驱效率，提高采收率。
3 注采井网完善程度评价3.1 水驱储量动用程度评价［6］水驱储量动用程度可以采用丙型水驱特征曲线方法确定，数学表达式为:式中，B—丙型水驱规律曲线中的常数;NOM—水驱控制储量(可动油储量)，104t;N—地质储量，104t;Rgm—由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度，小数;ROM—储量动用程度，小数。
根据已知数据作出牛74块的累积产液量/累积产油量与累积产液量的关系曲线，计算出B=0.022 4，即求得:水驱控制储量(可动油储量):储量动用程度:根据水驱开发低渗透油藏水驱储量动用程度的评价标准，属于差的范围。
3.2 水驱储量控制程度评价水驱储量控制程度是指现有井网条件下与注水井连通的采油井射开有效厚度与采油井射开总有效厚度之比值。
应用分油砂体法计算出水驱储量控制程度为58.8%，属于差的范围，因此现注采井网不适合目前开采形势，需要调整开发方式［7］。
4 方案设计及对比4.1 调整方案设计通过以上的分析可以得出牛74块目前的井网不完善，注水井数少，井网密度小，井距比较大，利用数值模拟技术设计如下调整方案(为了使方案之间具有可比性，设定了油田含水率为90%，进行生产预测40年至2051年7月):(1)按基础井网开发;(2)设计两口水井复注，一口水井转产，五口油井转注;(3)设计三口新井完善井网(两口水井，一口油井)。
4.2 设计方案效果对比利用Eclipse模拟软件E100主模块的精细油藏数值模拟，对3个不同方案下的采出程度以及含水率进行预测，可以得到2个对比图形(图2、图3)，具体对比数据见表4。
图2 各方案累产油预测结果对比图图3 各方案含水率预测结果对比图表4 指标预测结果对比表方案编号累产油/104t采出程度/%采出程度增值/%含水率对比/%1 65.58 13.35 91.4 2 72.63 14.78 1.43 92.72 3 69.47 14.14 0.79 92方案1作为基础方案是在当前的生产方式下不做任何调整进行生产预测，预测到2051年7月的累产油量为65.58×104t，采出程度为13.35%，含水率为91.4%。
方案2在方案1的基础上采取停产井复产、转注转采措施以达到优化井网，提高产油量。
此方案的产油量达到72.63×104t，采出程度为14.78%，含水率为92.72%。
方案3改变目前注采关系，通过在井距较大且剩余油富集区域加密油井，在一定程度上完善注采井网，扩大注入水波及范围，使富集于井间、断层附近的剩余油得到了开采。
预测其累产油为69.47×104t，采出程度为14.14%，含水率为92%。
5 结论(1)牛74块处于开发初期，采用235 m正方形井网，反九点注水方式，比较适合该区块目前的开发特点。
(2)该区块的合理油水井数比为2.3。
而目前实际油水井数比为3.2，注水井数少于理论注水井数，可以适当增加注水井。
(3)该区块的合理井网密度为24.7口/km2，目前实际井网密度是15.4口/km2，小于合理井网密度，可考虑打加密井挖潜剩余油。
(4)该区块的合理井距是201 m，而目前的实际井距是235 m，在调整注采方案的同时，结合注水井见效井距，可考虑打加密井。
(5)该区块的水驱储量动用程度为45.43%，水驱储量控制程度为58.8%，都属于差的范围，因此现注采井网需要进行调整。
