不同驅替模式下致密油水平井注水開發經濟效益評價
——以J油田M區為例

吉 敏

（中國石油長慶油田公司第一采油廠，陜西高陵 710200）

國內外非常規油氣藏開發實踐證明，水平井和分段壓裂是成功開發致密油藏的關鍵[1]。對致密油藏在多級壓裂開發技術的條件下不同開發單元合理開發方式的優選，李忠興、樊建明等[2–7]利用水平井段長度與裂縫長度、壓裂級數等的關系，對致密油藏開發效果進行評價來確定；章敬、劉義坤等[8–15]則通過數值模擬技術進行油田區塊井網優化調整。目前較少有基于經濟效益對致密油藏井組開發效果進行的評價，為了制定更合適的致密油藏井組調整方案，本文利用盈利系數，對J油田M區不同井網類型驅替模式下的開發效果進行評價，優化開發技術政策。

1 研究區概況

J油田M區長7油藏原始驅動類型為彈性溶解氣驅，是一套深湖–半深湖相沉積體，主要發育砂質碎屑流和濁流沉積，屬巖性油藏。油藏埋深1 750～1 800 m，有效滲透率 0.15×10–3～0.19×10–3μm2，平均孔隙度9.4%。該區塊主要采用水平井和定向井聯合布井方式規模開發建產，以五點法和七點法井網部署為主，平均水平段長820 m；其余則采用長水平段自然能量開發的建產方式，平均水平段長1 100 m。目前地層能量補充不足，產量下降快，采用注水補充能量的方式，存在“注水不見效、見效即見水”的問題，為此需要針對井組特點，進行開發技術政策優化。

2 驅替開發現狀

2.1 驅替模式劃分

目前J油田M區以注水開發和衰竭開發為主，影響注水開發效果的重要因素是驅替模式。對油田實際油水井注采關系進行簡化，可將現場驅替井網模式劃分為完善井網和不完善井網兩大類，其中，不完善井網又可細分為單向驅替型（I型和T型）、多向驅替型（L型、C型和U型）（表1）。

表1 M區長7油藏驅替井網模式劃分

2.2 開發矛盾分析

在排除裂縫溝通，不均勻驅替的前提下，不同驅替模式開發矛盾不同。針對全面驅替模式（O型），五點井網腰部井段難以動用，七點井網腰部注水容易形成優勢通道快速水淹；針對單向驅替模式（I型和T型），驅替地層能量補充不足，由于單邊注水，剩余油富集；針對多向驅替模式（L型、C型和U型），驅替地層能量補充較為充足，但在缺少注水井的對應油層部位，剩余油相對富集，不能得到有效動用。

一般采油井解決生產開發矛盾的過程如下：首先從注采參數進行開發調整；其次通過油水井措施，提高或恢復采油井單井產能，實現注水井有效注水；最后在開發調整和油水井措施無效的情況下，考慮調整井網或完善井網。

由于致密油水平井開發成本高，且開發過程中易見水，見水后產能很難恢復，因此在生產過程中，如何延緩含水上升，提高采出程度是致密油水平井開發的關鍵[16–17]；如何優化已開發致密油水平井的投入與產出比，則是解決生產矛盾的核心問題。

3 驅替井網調整模擬

3.1 建模參數

利用數值模擬方法，對不同井網開展為期10 a的數值模擬分析（表 2），將對稱分布的水平井分段壓裂縫依次對應8個壓裂段序號，利用數值模擬對在相同生產參數、不同驅替模式下的單縫累計產油量開展對比分析。

3.2 完善井網

七點井網和五點井網均為完善井網全面驅替 O型。以長水平段五點井網為例，模擬在不同滲透率儲層中注水開發及衰竭開發。從表3中可以看出，長水平段五點井網注水受效主要集中在邊縫，中間段原油動用程度較差，注水很難受效，壓力保持水平較低，累計產油量較低，為衰竭開發。

為了進一步改善中間段含油區開發效果，在長水平段五點井網腰部位置增設2口注水井，將較大注采單元（長水平段五點井網）分割為2個小注采單元（短水平段七點井網），模擬為期10 a的小注采單元開發情況，可以看出小注采單元注水保壓效果明顯，中間段原油區動用程度增高。

表2 致密油水平井建模參數

表3 10年期五點井網與七點井網含油飽和度場、壓力場對比

小注采單元各縫產量差異較小，各縫產量較均勻，減小了縫間壓力的干擾。由各條裂縫產量對比（圖 1）可看出，調整后水平井 8條裂縫初始產量明顯提高，減少了中部裂縫能量得不到有效補充造成裂縫產量小的問題。結果表明，通過將較大注采單元（長水平段五點井網）調整為小注采單元（短水平段七點井網），可增加裂縫水驅受效程度。

圖1 五點井網調整為七點井網后各裂縫段的產量對比

3.3 不完善井網

M區不完善井網數量多，產生不完善原因復雜（如生產制度調整、施工限制等），需要針對不同類型井網，在地質分析與動態研究的基礎上，做出相應調整措施。本次通過開發效果評價及經濟評價直觀體現不完善井網優化對產量的影響。

4 開發效果評價

建立理論數值模型，可預測不同驅替模式下的增油量。通過對比分析不同井網模式下、不同開發模式的累計產油量隨時間變化特征（圖 2）發現，注水開發優于衰竭開發，T型驅替的改善效果最好，U型驅替的改善效果最差。

圖2 不同井網模式下累計產油量對比

5 經濟評價

5.1 致密油經濟評價方法

目前對于致密油藏的經濟評價，主要采用折現現金流法（動態評價）和投資效果系數法（靜態評價）兩種方法[18–23]，評價方法與標準如下。

5.1.1 折現現金流法

在考慮資金時間價值的條件下，根據投入產出平衡原理，利用經典指標凈現值和內部收益率評價致密油開發的經濟效益[24]，從而考察評價期內項目的可行性。該方法具有經濟意義直觀、明確的特征。

5.1.2 投資效果系數法

在不考慮資金時間價值的條件下，分析和計算項目在經濟壽命期內的投入產出狀況，考察項目的盈利能力。主要評價指標包括投資回收期和投資收益率[25]。

5.1.3 經濟可行性判斷標準

主要包括以下四個方面：①投入產出比大于1，表明已收回投資，反之則未收回投資；②投資回收期越短，表明投資回收越快，開發效果越佳；③累計產油量超過盈虧平衡產量，表明投資已收回，反之則未收回投資；④財務凈現值大于 0，表明水平井開發有效益，反之則無效益。

5.2 盈利系數

目前通過致密油藏經濟效益進行開發效果評價大多針對投資采油井本井，而針對投資注水井及其所在井組經濟效益的評價較少，為了制定更合適的致密油藏井組調整方案，本次采用盈利系數法（隸屬于投資效果系數法）進行開發效果評價。

當盈利系數大于 1.0時，完善井網所需成本小于盈利，即盈利系數越大利潤越大。其表達式為：

式中：P為原油目前單價，元/t；t為累計生產天數，d；c為完善井網所需成本，元；ΔQ為累計增油量，t；EC為盈利系數。

5.3 井網調整的經濟評價分析

根據長慶油田補全井網鉆井成本計算盈利系數，其中，I型和T型驅替模式需要補全2口注水井，其余情況需補全1口注水井。在當前油價3 000元/t，累計生產10年，每年生產300 d的條件下，由圖3可知，當完善井網所需鉆井成本低于150萬元/口時，I型、T型、L型驅替模式的盈利系數均大于1.0，即完善井網盈利大于所需成本，可將井網調整為完善井網（O型）驅替；另外，無論油價高低，T型驅替模式都應作為井網調整的重點，而C型和U型驅替模式則不應通過補全井網來調整，而應通過改善注采參數進行開發調整。

圖3 不完善井網調整的經濟評價圖版

6 結論

（1）對于完善井網，較大注采單元改良為小注采單元，可以增加裂縫水驅受效程度。

（2）對于不完善井網中的I型、T型、L型驅替模式，當鉆井成本低于150萬元/口時，完善井網所獲盈利大于鉆井成本，應作為井網調整的重點；對于C型、U型驅替模式，完善井網鉆井成本高于增產效益，建議以注采參數調整為主。