專利名稱：一種對(duì)水平井平面井網(wǎng)優(yōu)化的方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明屬于油藏開發(fā)領(lǐng)域，涉及塊狀或厚層狀油藏的開發(fā)，具體為一種優(yōu)化設(shè)計(jì)水平井平面井網(wǎng)的方法。

背景技術(shù)：
長(zhǎng)期以來，油氣田開發(fā)中合理井網(wǎng)結(jié)構(gòu)的研究一直是人們重視的課題。20世紀(jì)40年代，Muskat對(duì)簡(jiǎn)單井網(wǎng)的滲流機(jī)理進(jìn)行了深入的研究；同時(shí)，人們?cè)谟蛯泳|(zhì)和流度比為1的條件下，提出了見水時(shí)刻油層波及系數(shù)和井網(wǎng)形式之間的理論。60年代末，前蘇聯(lián)學(xué)者謝爾卡喬夫提出了油田最終采收率和井網(wǎng)密度的經(jīng)驗(yàn)公式；與此同時(shí)，大慶油田提出了“按油砂體大小布井”的觀點(diǎn)，按油砂體圖來統(tǒng)計(jì)水驅(qū)控制程度和井網(wǎng)的關(guān)系。80年代初，童憲章提出了獲得最大產(chǎn)量的井網(wǎng)形式。90年代初，齊與峰提出了井網(wǎng)系統(tǒng)理論。20世紀(jì)90年代，郎兆新等人對(duì)水平井與直井聯(lián)合開采井網(wǎng)進(jìn)行了理論研究。程林松等人還建立了有限元模型，用之對(duì)水平井五點(diǎn)法面積井網(wǎng)進(jìn)行了數(shù)值模擬研究。由以上井網(wǎng)研究發(fā)展歷程可以看出，隨著實(shí)踐的不斷發(fā)展，人們對(duì)井網(wǎng)的認(rèn)識(shí)也在不斷深入。
在油氣田生產(chǎn)中，井網(wǎng)的選擇、部署和調(diào)整是開發(fā)方案的重要內(nèi)容，同時(shí)也是油氣田企業(yè)提高經(jīng)濟(jì)效益的關(guān)鍵因素之一。在現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)中，井網(wǎng)形式主要受油氣田的地質(zhì)特點(diǎn)控制。從井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)的發(fā)展可以看出，目前的這些直井面積井網(wǎng)和單層水平井面積井網(wǎng)對(duì)于薄層油藏比較適合，屬于二維井網(wǎng)結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)。然而這種井網(wǎng)設(shè)計(jì)對(duì)于塊狀或厚層狀油藏多層開采時(shí)，存在以下缺陷直井面積井網(wǎng)開采，縱向差異導(dǎo)致油層動(dòng)用程度低，而且所需井?dāng)?shù)多；單層水平井開采油層，油氣儲(chǔ)量動(dòng)用程度低；直井或單層水平井井網(wǎng)注水，水驅(qū)波及系數(shù)低。
總之，目前井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)僅局限于平面二維空間的研究，井網(wǎng)縱向的排列優(yōu)化尚無先例可尋，二維井網(wǎng)設(shè)計(jì)及單層復(fù)雜結(jié)構(gòu)井已經(jīng)難以解決厚層油藏開采的實(shí)際問題，如何運(yùn)用立體井網(wǎng)結(jié)構(gòu)的空間展布合理有效的開發(fā)油藏急待解決。


發(fā)明內(nèi)容
為了解決上面現(xiàn)有技術(shù)中存在的問題，本發(fā)明提出一種對(duì)水平井平面井網(wǎng)優(yōu)化的方法。
依據(jù)本發(fā)明的技術(shù)方案，該對(duì)水平井平面井網(wǎng)優(yōu)化的方法包括以下步驟 1)利用常規(guī)技術(shù)手段勘探地下油藏分布； 2)基于地下油藏分布，確定平面排狀水平井井網(wǎng)； 3)基于地下油藏分布，確定平面交錯(cuò)水平井井網(wǎng)； 4)根據(jù)確定的平面排狀水平井井網(wǎng)和平面交錯(cuò)水平井井網(wǎng)，比較確定最優(yōu)平面井網(wǎng)及其井網(wǎng)參數(shù) ①給定水平段無因次長(zhǎng)度lD和井網(wǎng)單元面積S，在其它參數(shù)不變的情況下，改變井排距比F，計(jì)算井網(wǎng)平均單井無因次產(chǎn)量QD，可得到無因次產(chǎn)量與井排距比的關(guān)系曲線，由該曲線可得到最優(yōu)井排距比Fop； ②保持井網(wǎng)單元面積S不變，改變無因次水平段長(zhǎng)度lD，在其它參數(shù)不變的情況下，改變井排距比F，計(jì)算井網(wǎng)平均單井無因次產(chǎn)量QD，可得到不同水平段無因次長(zhǎng)度下的最優(yōu)井排距比Fop； ③由井網(wǎng)單元面積S及最優(yōu)井排距比Fop確定井網(wǎng)的最優(yōu)井距、排距；在最優(yōu)井排距下，由無因次水平段長(zhǎng)度lD及無因次產(chǎn)量關(guān)系曲線對(duì)水平段長(zhǎng)度進(jìn)行優(yōu)化； 5)根據(jù)優(yōu)化的水平段長(zhǎng)度進(jìn)行布井。
進(jìn)一步地，井排距比定義為排距與井距的比值，即 水平段無因次長(zhǎng)度定義為水平段長(zhǎng)度與井網(wǎng)單元面積的比值 優(yōu)選地菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)的水平段無因次長(zhǎng)度為 優(yōu)選地矩形井網(wǎng)的水平段無因次長(zhǎng)度為 優(yōu)選地平面交錯(cuò)井網(wǎng)的水平段無因次長(zhǎng)度為 優(yōu)選地，平面排狀井網(wǎng)的水平段無因次長(zhǎng)度為 式中F-井排距比； a-井距之半；d-井排距離； l-水平段半長(zhǎng)；L-水平段長(zhǎng)度； lD-水平段無因次長(zhǎng)度； S-井網(wǎng)單元面積，平方米； 更優(yōu)選地?zé)o因次產(chǎn)量 式中QD-無因次產(chǎn)量； Q-油井產(chǎn)量，立方米/天； Bo-原油體積系數(shù)，小數(shù)； Δp-注采壓差，兆帕； h-油層厚度，米； μ-原油粘度，毫帕·秒； K-儲(chǔ)層平均滲透率，毫達(dá)西。
使用本發(fā)明所述的技術(shù)方案，解決了現(xiàn)有技術(shù)中直井面積井網(wǎng)開采，縱向差異導(dǎo)致油層動(dòng)用程度低，而且所需井?dāng)?shù)多；單層水平井開采油層，油氣儲(chǔ)量動(dòng)用程度低；直井或單層水平井井網(wǎng)注水，水驅(qū)波及系數(shù)低的問題。
附圖簡(jiǎn)要說明

圖1為平面排狀水平井井網(wǎng)示意圖； 圖2為平面交錯(cuò)水平井井網(wǎng)示意圖； 圖3為排狀水平井井網(wǎng)泄油(水驅(qū))范圍示意圖； 圖4為交錯(cuò)水平井井網(wǎng)泄油(水驅(qū))范圍示意圖。

具體實(shí)施例方式 依據(jù)本發(fā)明所述的對(duì)水平井平面井網(wǎng)優(yōu)化的方法。該方法主要基于以下事實(shí)而進(jìn)行研究來獲得的。
在單水平井、直井與水平井聯(lián)合布井基礎(chǔ)上發(fā)展起來的開發(fā)井都是水平井的情況下，水平井平面井網(wǎng)可以有排狀井網(wǎng)和交錯(cuò)井網(wǎng)。采用保角變換、勢(shì)的疊加理論，推導(dǎo)得到了平面排狀水平井井網(wǎng)和平面交錯(cuò)水平井井網(wǎng)的產(chǎn)量，并篩選出平面最優(yōu)井網(wǎng)。
本發(fā)明采用如下的對(duì)水平井平面井網(wǎng)優(yōu)化的方法，其包括以下步驟 1)利用常規(guī)技術(shù)手段勘探地下油藏分布； 2)基于地下油藏分布，確定平面排狀水平井井網(wǎng)； 3)基于地下油藏分布，確定平面交錯(cuò)水平井井網(wǎng)； 4)根據(jù)確定的平面排狀水平井井網(wǎng)和平面交錯(cuò)水平井井網(wǎng)，比較確定最優(yōu)平面井網(wǎng)及其井網(wǎng)參數(shù) ①給定水平段無因次長(zhǎng)度lD和井網(wǎng)單元面積S，在其它參數(shù)不變的情況下，改變井排距比F，計(jì)算井網(wǎng)平均單井無因次產(chǎn)量QD，可得到無因次產(chǎn)量與井排距比的關(guān)系曲線，由該曲線可得到最優(yōu)井排距比Fop； ②保持井網(wǎng)單元面積S不變，改變無因次水平段長(zhǎng)度lD，在其它參數(shù)不變的情況下，改變井排距比F，計(jì)算井網(wǎng)平均單井無因次產(chǎn)量QD，可得到不同水平段無因次長(zhǎng)度下的最優(yōu)井排距比Fop； ③由井網(wǎng)單元面積S及最優(yōu)井排距比Fop確定井網(wǎng)的最優(yōu)井距、排距；在最優(yōu)井排距下，由無因次水平段長(zhǎng)度lD及無因次產(chǎn)量關(guān)系曲線對(duì)水平段長(zhǎng)度進(jìn)行優(yōu)化； 5)根據(jù)優(yōu)化的水平段長(zhǎng)度進(jìn)行布井。
為了更詳細(xì)地說明本發(fā)明的技術(shù)方案，在下面對(duì)水平井平面井網(wǎng)優(yōu)化方法進(jìn)行更詳細(xì)描述。
(1)平面排狀水平井井網(wǎng)產(chǎn)量 圖1是平面排狀水平井井網(wǎng)的示意。圖1中，1——水平采油井；2——水平注水井；3——2a表示井距，；4——b表示排距。
水平段長(zhǎng)度相等均為2l，油層厚度為h，水平井都處于油層中部的同一水平面上，水平井產(chǎn)量和注水量都為Q。
由保角變換和勢(shì)疊加原理可推導(dǎo)出無限生產(chǎn)井排在平面上的勢(shì)分布為 無限注水井排在平面上的勢(shì)為 地層中任意一點(diǎn)的勢(shì)為無限注水井井排與生產(chǎn)井井排勢(shì)的疊加 Φ(x′，y′)＝Φi(x′，y′)+Φp(x′，y′) (1-3) 任取相鄰兩口注水井與生產(chǎn)井井底勢(shì)差可確定平面內(nèi)水平井的滲流阻力和流量。對(duì)于生產(chǎn)井的(0，0)點(diǎn)和注水井的(0，b)點(diǎn)，將坐標(biāo)代入注水井井排和生產(chǎn)井井排勢(shì)分布公式，再根據(jù)式(1-3)，最后推導(dǎo)出本專利平面排狀水平井井網(wǎng)的地下產(chǎn)量公式(式1-5) 考慮水平井井筒周圍的滲流阻力，采用擬三維的方法，然后將產(chǎn)量換算為地面產(chǎn)量(式1-6) 式中φp-生產(chǎn)井排在平面上的勢(shì)； φi-注水井排在平面上的勢(shì)； φ-注水井井排與生產(chǎn)井井排勢(shì)的疊加； Δφ-注水井與生產(chǎn)井井底勢(shì)差； a-井距之半；a’-部分水平井段長(zhǎng)，部分模型與全模型的產(chǎn)量比為a’/a； b-井排距離； l-水平段半長(zhǎng)； S-井網(wǎng)單元面積，平方米； Q-水平井產(chǎn)量或注水量，立方米/天。
Δp-注采壓差，兆帕； K-儲(chǔ)層平均滲透率，毫達(dá)西 Bo-原油體積系數(shù)，小數(shù)； h-油層厚度，米；h’-部分油層厚度，米； μ-原油粘度，毫帕·秒； c-常數(shù)； n-常數(shù)。
(2)水平井平面交錯(cuò)井網(wǎng)產(chǎn)量 圖2中，1——水平采油井；2——水平注水井；3——2a表示井距；4——b表示排距。
水平段長(zhǎng)度相等均為2l，油層厚度為h，水平井都處于油層中部的同一水平面上，水平井產(chǎn)量和注水量都為Q。
由保角變換和勢(shì)疊加理論可推導(dǎo)出地層中一排水平井在平面上勢(shì)的分布 將坐標(biāo)平移可得任意一排水平井在平面上勢(shì)的分布，則無限生產(chǎn)井排在平面上的勢(shì)分布為 無限注水井排在平面上的勢(shì)為 其中 地層中任意一點(diǎn)的勢(shì)為無限注水井井排與生產(chǎn)井井排勢(shì)的疊加 Φ(x′，y′)＝Φi(x′，y′)+Φp(x′，y′)(1-11) 任取相鄰兩口注水井與生產(chǎn)井井底勢(shì)差可確定平面內(nèi)水平井的滲流阻力和流量。對(duì)于生產(chǎn)井的(0，0)點(diǎn)和注水井的(a′，b′)點(diǎn)，將坐標(biāo)代入注水井井排和生產(chǎn)井井排勢(shì)分布公式，再根據(jù)(1-11)式，最后推導(dǎo)出本專利平面交錯(cuò)水平井井網(wǎng)的地下產(chǎn)量(式1-13) 考慮水平井井筒周圍的滲流阻力，然后將產(chǎn)量換算為地面產(chǎn)量(式1-14) 式中φp-生產(chǎn)井排在平面上的勢(shì)； φi-注水井排在平面上的勢(shì)； φ-注水井井排與生產(chǎn)井井排勢(shì)的疊加； Δφ-注水井與生產(chǎn)井井底勢(shì)差； a-井距之半；b-井排距離； l-水平段半長(zhǎng)； S-井網(wǎng)單元面積，平方米； Q-水平井產(chǎn)量或注水量，立方米/天。
Δp-注采壓差，兆帕； K-儲(chǔ)層平均滲透率，毫達(dá)西 Bo-原油體積系數(shù)，小數(shù)； h-油層厚度，米； μ-原油粘度，毫帕·秒； rw-井筒半徑，米； c-常數(shù)； n-常數(shù)。
(3)確定最優(yōu)平面井網(wǎng)及其井網(wǎng)參數(shù) 將平面交錯(cuò)井網(wǎng)與平面排狀井網(wǎng)對(duì)比發(fā)現(xiàn)，交錯(cuò)井網(wǎng)為平面上的最優(yōu)井網(wǎng)，泄油面積大，死油區(qū)小(見圖3～圖4)。
圖3～圖4中，1表示水平井；2表示泄油范圍；3表示死油區(qū)；A代表水平井入靶點(diǎn)。平面上，交錯(cuò)井網(wǎng)的死油區(qū)較排狀井網(wǎng)的死油區(qū)少，泄油面積大，井網(wǎng)最優(yōu)。
最優(yōu)平面井網(wǎng)的井網(wǎng)參數(shù)按照如下方法確定 ①給定水平段無因次長(zhǎng)度lD和井網(wǎng)單元面積S，在其它參數(shù)不變的情況下，改變井排距比F，計(jì)算井網(wǎng)平均單井無因次產(chǎn)量QD，可得到無因次產(chǎn)量與井排距比的關(guān)系曲線，由該曲線可得到最優(yōu)井排距比Fop； ②保持井網(wǎng)單元面積S不變，改變無因次水平段長(zhǎng)度lD，在其它參數(shù)不變的情況下，改變井排距比F，計(jì)算井網(wǎng)平均單井無因次產(chǎn)量QD，可得到不同水平段無因次長(zhǎng)度下的最優(yōu)井排距比Fop； ③由井網(wǎng)單元面積及最優(yōu)井排距比可確定井網(wǎng)的最優(yōu)井距、排距；在最優(yōu)井排距下，由無因次水平段長(zhǎng)度及無因次產(chǎn)量關(guān)系曲線可對(duì)水平段長(zhǎng)度進(jìn)行優(yōu)化。
井網(wǎng)參數(shù)、水平段長(zhǎng)度和產(chǎn)量無因次化定義如下 井排距比定義為井距與排距的比值，即 水平段無因次長(zhǎng)度定義為水平段長(zhǎng)度與井網(wǎng)單元面積的比值 則菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)的水平段無因次長(zhǎng)度為 則矩形井網(wǎng)的水平段無因次長(zhǎng)度為 則平面交錯(cuò)井網(wǎng)的水平段無因次長(zhǎng)度為 則平面排狀井網(wǎng)的水平段無因次長(zhǎng)度為 式中F-井排距比； a-井距之半；d-井排距離； l-水平段半長(zhǎng)；L-水平段長(zhǎng)度； lD-水平段無因次長(zhǎng)度； S-井網(wǎng)單元面積； 無因次產(chǎn)量 式中QD-無因次產(chǎn)量； Q-油井產(chǎn)量，立方米/天； Bo-原油體積系數(shù)，小數(shù)； Δp-注采壓差，兆帕； h-油層厚度，米； μ-原油粘度，毫帕·秒； K-儲(chǔ)層平均滲透率，毫達(dá)西。
工業(yè)實(shí)用性 邊臺(tái)南潛山油藏注采井網(wǎng)不完善、油藏中生產(chǎn)井主要開采-2100米以下油層，采用直井正方形面積井網(wǎng)，井網(wǎng)已經(jīng)基本完善，但開采效果較差。-1830米以上油層未能動(dòng)用，僅有6口直井生產(chǎn)，油層動(dòng)用程度差，采油速度遠(yuǎn)低于《中國(guó)石油油田開發(fā)綱要》和《中國(guó)石油天然氣公司油氣田開發(fā)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)》，這種平面正方形面積井網(wǎng)難以有效動(dòng)用-1830米以上的潛山油藏。
使用本發(fā)明的技術(shù)方案進(jìn)行試驗(yàn)，在-1830米以上的油層利用水平井分層部署，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度；在該潛山油藏采用水平井立體井網(wǎng)開發(fā)，按最優(yōu)井網(wǎng)設(shè)計(jì)，開展水平井井組試驗(yàn)；試驗(yàn)井組在-1800米和-2120米的位置部署2口水平井(邊臺(tái)H16、邊臺(tái)H18)。這兩口井在縱向上交錯(cuò)分布，交錯(cuò)角為30度，水平段長(zhǎng)度為700米，縱向井距為370米，水平井平面井距為300米。水平井投產(chǎn)后，取得了較高的產(chǎn)量。邊臺(tái)H16井初期產(chǎn)量為18噸/天，而周邊同深度直井初期產(chǎn)量?jī)H4噸/天，水平井產(chǎn)量提高3.5倍。
如上述，已經(jīng)清楚詳細(xì)地描述了本發(fā)明提出的技術(shù)方案。盡管本發(fā)明的優(yōu)選實(shí)施例詳細(xì)描述并解釋了本發(fā)明，但是本領(lǐng)域普通的技術(shù)人員可以理解，在不背離所附權(quán)利要求定義的本發(fā)明的精神和范圍的情況下，可以在形式和細(xì)節(jié)中做出多種修改。
權(quán)利要求
1.一種對(duì)水平井平面井網(wǎng)優(yōu)化的方法，其包括以下步驟
1)利用常規(guī)技術(shù)手段勘探地下油藏分布；
2)基于地下油藏分布，確定平面排狀水平井井網(wǎng)；
3)基于地下油藏分布，確定平面交錯(cuò)水平井井網(wǎng)；
4)根據(jù)確定的平面排狀水平井井網(wǎng)和平面交錯(cuò)水平井井網(wǎng)，比較確定最優(yōu)平面井網(wǎng)及其井網(wǎng)參數(shù)
①給定水平段無因次長(zhǎng)度lD和井網(wǎng)單元面積S，在其它參數(shù)不變的情況下，改變井排距比F，計(jì)算井網(wǎng)平均單井無因次產(chǎn)量QD，可得到無因次產(chǎn)量與井排距比的關(guān)系曲線，由該曲線可得到最優(yōu)井排距比Fop；
②保持井網(wǎng)單元面積S不變，改變無因次水平段長(zhǎng)度lD，在其它參數(shù)不變的情況下，改變井排距比F，計(jì)算井網(wǎng)平均單井無因次產(chǎn)量QD，可得到不同水平段無因次長(zhǎng)度下的最優(yōu)井排距比Fop；
③由井網(wǎng)單元面積S及最優(yōu)井排距比Fop確定井網(wǎng)的最優(yōu)井距、排距；在最優(yōu)井排距下，由無因次水平段長(zhǎng)度lD及無因次產(chǎn)量關(guān)系曲線對(duì)水平段長(zhǎng)度進(jìn)行優(yōu)化；
5)根據(jù)優(yōu)化的水平段長(zhǎng)度進(jìn)行布井。
2.根據(jù)權(quán)利要求1中所述方法，其中井排距比F定義為排距與井距的比值，即
式中a-井距之半；d-井排距離。
3.根據(jù)權(quán)利要求2中所述方法，其中水平段無因次長(zhǎng)度lD定義為水平段長(zhǎng)度與井網(wǎng)單元面積的比值
式中
a-井距之半；L-水平段長(zhǎng)度；
l-水平段半長(zhǎng)；
S-井網(wǎng)單元面積。
4.根據(jù)權(quán)利要求3中所述方法，其中菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)的水平段無因次長(zhǎng)度為
式中
a-井距之半；d-井排距離；
l-水平段半長(zhǎng)；
S-井網(wǎng)單元面積。
5.根據(jù)權(quán)利要求3中所述方法，其中矩形井網(wǎng)的水平段無因次長(zhǎng)度為
式中
a-井距之半；d-井排距離；
l-水平段半長(zhǎng)；
S-井網(wǎng)單元面積。
6.根據(jù)權(quán)利要求3中所述方法，其中平面交錯(cuò)井網(wǎng)的水平段無因次長(zhǎng)度為
式中
a-井距之半；d-井排距離；
l-水平段半長(zhǎng)；
S-井網(wǎng)單元面積。
7.根據(jù)權(quán)利要求3中所述的方法，其中平面排狀井網(wǎng)的水平段無因次長(zhǎng)度為
式中F-井排距比；
a-井距之半；d-井排距離；
l-水平段半長(zhǎng)；L-水平段長(zhǎng)度；
lD-水平段無因次長(zhǎng)度；
S-井網(wǎng)單元面積。
8.根據(jù)權(quán)利要求4-7中之任一所述方法，其中無因次產(chǎn)量
式中QD-無因次產(chǎn)量；
Q-油井產(chǎn)量，立方米/天；
Bo-原油體積系數(shù)，小數(shù)；
Δp-注采壓差，兆帕；
h-油層厚度，米；
μ-原油粘度，毫帕·秒；
K-儲(chǔ)層平均滲透率，毫達(dá)西。
全文摘要
提供一種對(duì)水平井平面井網(wǎng)優(yōu)化的方法，該方法基于地下油藏分布，首先確定平面排狀水平井井網(wǎng)和平面交錯(cuò)水平井井網(wǎng)，進(jìn)而比較確定最優(yōu)平面井網(wǎng)及其井網(wǎng)參數(shù)，進(jìn)行合理化油藏開采。使用本方法解決了現(xiàn)有技術(shù)中直井面積井網(wǎng)開采，縱向差異導(dǎo)致油層動(dòng)用程度低，而且所需井?dāng)?shù)多；單層水平井開采油層，油氣儲(chǔ)量動(dòng)用程度低；直井或單層水平井井網(wǎng)注水，水驅(qū)波及系數(shù)低的問題；提高了油藏采油速度和采收率，同時(shí)降低了開發(fā)成本。
文檔編號(hào)E21B43/30GK101806208SQ20101015449
公開日2010年8月18日 申請(qǐng)日期2010年4月26日 優(yōu)先權(quán)日2010年4月26日
發(fā)明者張方禮, 任芳祥, 許寧, 徐萍, 孫巖, 于天忠 申請(qǐng)人:徐萍