專利名稱：一種對水平井平面井網(wǎng)優(yōu)化的方法
技術領域：
本發(fā)明屬于油藏開發(fā)領域，涉及塊狀或厚層狀油藏的開發(fā)，具體為一種優(yōu)化設計水平井平面井網(wǎng)的方法。

背景技術：
長期以來，油氣田開發(fā)中合理井網(wǎng)結構的研究一直是人們重視的課題。20世紀40年代，Muskat對簡單井網(wǎng)的滲流機理進行了深入的研究；同時，人們在油層均質和流度比為1的條件下，提出了見水時刻油層波及系數(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)驗公式；與此同時，大慶油田提出了“按油砂體大小布井”的觀點，按油砂體圖來統(tǒng)計水驅控制程度和井網(wǎng)的關系。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90年代，郎兆新等人對水平井與直井聯(lián)合開采井網(wǎng)進行了理論研究。程林松等人還建立了有限元模型，用之對水平井五點法面積井網(wǎng)進行了數(shù)值模擬研究。由以上井網(wǎng)研究發(fā)展歷程可以看出，隨著實踐的不斷發(fā)展，人們對井網(wǎng)的認識也在不斷深入。
在油氣田生產(chǎn)中，井網(wǎng)的選擇、部署和調整是開發(fā)方案的重要內容，同時也是油氣田企業(yè)提高經(jīng)濟效益的關鍵因素之一。在現(xiàn)場生產(chǎn)中，井網(wǎng)形式主要受油氣田的地質特點控制。從井網(wǎng)優(yōu)化設計的發(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)對于薄層油藏比較適合，屬于二維井網(wǎng)結構設計。然而這種井網(wǎng)設計對于塊狀或厚層狀油藏多層開采時，存在以下缺陷直井面積井網(wǎng)開采，縱向差異導致油層動用程度低，而且所需井數(shù)多；單層水平井開采油層，油氣儲量動用程度低；直井或單層水平井井網(wǎng)注水，水驅波及系數(shù)低。
總之，目前井網(wǎng)優(yōu)化設計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)設計及單層復雜結構井已經(jīng)難以解決厚層油藏開采的實際問題，如何運用立體井網(wǎng)結構的空間展布合理有效的開發(fā)油藏急待解決。


發(fā)明內容
為了解決上面現(xiàn)有技術中存在的問題，本發(fā)明提出一種對水平井平面井網(wǎng)優(yōu)化的方法。
依據(jù)本發(fā)明的技術方案，該對水平井平面井網(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度lD，在其它參數(shù)不變的情況下，改變井排距比F，計算井網(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，由無因次水平段長度lD及無因次產(chǎn)量關系曲線對水平段長度進行優(yōu)化； 5)根據(jù)優(yōu)化的水平段長度進行布井。
進一步地，井排距比定義為排距與井距的比值，即 水平段無因次長度定義為水平段長度與井網(wǎng)單元面積的比值 優(yōu)選地菱形反九點井網(wǎng)的水平段無因次長度為 優(yōu)選地矩形井網(wǎng)的水平段無因次長度為 優(yōu)選地平面交錯井網(wǎng)的水平段無因次長度為 優(yōu)選地，平面排狀井網(wǎng)的水平段無因次長度為 式中F-井排距比； a-井距之半；d-井排距離； l-水平段半長；L-水平段長度； lD-水平段無因次長度； S-井網(wǎng)單元面積，平方米； 更優(yōu)選地無因次產(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-儲層平均滲透率，毫達西。
使用本發(fā)明所述的技術方案，解決了現(xiàn)有技術中直井面積井網(wǎng)開采，縱向差異導致油層動用程度低，而且所需井數(shù)多；單層水平井開采油層，油氣儲量動用程度低；直井或單層水平井井網(wǎng)注水，水驅波及系數(shù)低的問題。
附圖簡要說明

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

具體實施例方式 依據(jù)本發(fā)明所述的對水平井平面井網(wǎng)優(yōu)化的方法。該方法主要基于以下事實而進行研究來獲得的。
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)和交錯井網(wǎng)。采用保角變換、勢的疊加理論，推導得到了平面排狀水平井井網(wǎng)和平面交錯水平井井網(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度lD，在其它參數(shù)不變的情況下，改變井排距比F，計算井網(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，由無因次水平段長度lD及無因次產(chǎn)量關系曲線對水平段長度進行優(yōu)化； 5)根據(jù)優(yōu)化的水平段長度進行布井。
為了更詳細地說明本發(fā)明的技術方案，在下面對水平井平面井網(wǎng)優(yōu)化方法進行更詳細描述。
(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。
由保角變換和勢疊加原理可推導出無限生產(chǎn)井排在平面上的勢分布為 無限注水井排在平面上的勢為 地層中任意一點的勢為無限注水井井排與生產(chǎn)井井排勢的疊加 Φ(x′，y′)＝Φi(x′，y′)+Φp(x′，y′) (1-3) 任取相鄰兩口注水井與生產(chǎn)井井底勢差可確定平面內水平井的滲流阻力和流量。對于生產(chǎn)井的(0，0)點和注水井的(0，b)點，將坐標代入注水井井排和生產(chǎn)井井排勢分布公式，再根據(jù)式(1-3)，最后推導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； φi-注水井排在平面上的勢； φ-注水井井排與生產(chǎn)井井排勢的疊加； Δφ-注水井與生產(chǎn)井井底勢差； a-井距之半；a’-部分水平井段長，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； 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-儲層平均滲透率，毫達西 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。
由保角變換和勢疊加理論可推導出地層中一排水平井在平面上勢的分布 將坐標平移可得任意一排水平井在平面上勢的分布，則無限生產(chǎn)井排在平面上的勢分布為 無限注水井排在平面上的勢為 其中 地層中任意一點的勢為無限注水井井排與生產(chǎn)井井排勢的疊加 Φ(x′，y′)＝Φi(x′，y′)+Φp(x′，y′)(1-11) 任取相鄰兩口注水井與生產(chǎn)井井底勢差可確定平面內水平井的滲流阻力和流量。對于生產(chǎn)井的(0，0)點和注水井的(a′，b′)點，將坐標代入注水井井排和生產(chǎn)井井排勢分布公式，再根據(jù)(1-11)式，最后推導出本專利平面交錯水平井井網(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； φi-注水井排在平面上的勢； φ-注水井井排與生產(chǎn)井井排勢的疊加； Δφ-注水井與生產(chǎn)井井底勢差； a-井距之半；b-井排距離； l-水平段半長； 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-儲層平均滲透率，毫達西 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) 將平面交錯井網(wǎng)與平面排狀井網(wǎng)對比發(fā)現(xiàn)，交錯井網(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。平面上，交錯井網(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度lD，在其它參數(shù)不變的情況下，改變井排距比F，計算井網(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，由無因次水平段長度及無因次產(chǎn)量關系曲線可對水平段長度進行優(yōu)化。
井網(wǎng)參數(shù)、水平段長度和產(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 水平段無因次長度定義為水平段長度與井網(wǎng)單元面積的比值 則菱形反九點井網(wǎng)的水平段無因次長度為 則矩形井網(wǎng)的水平段無因次長度為 則平面交錯井網(wǎng)的水平段無因次長度為 則平面排狀井網(wǎng)的水平段無因次長度為 式中F-井排距比； a-井距之半；d-井排距離； l-水平段半長；L-水平段長度； lD-水平段無因次長度； 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-儲層平均滲透率，毫達西。
工業(yè)實用性 邊臺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米以上油層未能動用，僅有6口直井生產(chǎn)，油層動用程度差，采油速度遠低于《中國石油油田開發(fā)綱要》和《中國石油天然氣公司油氣田開發(fā)行業(yè)標準》，這種平面正方形面積井網(wǎng)難以有效動用-1830米以上的潛山油藏。
使用本發(fā)明的技術方案進行試驗，在-1830米以上的油層利用水平井分層部署，提高儲量動用程度；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)設計，開展水平井井組試驗；試驗井組在-1800米和-2120米的位置部署2口水平井(邊臺H16、邊臺H18)。這兩口井在縱向上交錯分布，交錯角為30度，水平段長度為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H16井初期產(chǎn)量為18噸/天，而周邊同深度直井初期產(chǎn)量僅4噸/天，水平井產(chǎn)量提高3.5倍。
如上述，已經(jīng)清楚詳細地描述了本發(fā)明提出的技術方案。盡管本發(fā)明的優(yōu)選實施例詳細描述并解釋了本發(fā)明，但是本領域普通的技術人員可以理解，在不背離所附權利要求定義的本發(fā)明的精神和范圍的情況下，可以在形式和細節(jié)中做出多種修改。
權利要求
1.一種對水平井平面井網(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度lD，在其它參數(shù)不變的情況下，改變井排距比F，計算井網(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，由無因次水平段長度lD及無因次產(chǎn)量關系曲線對水平段長度進行優(yōu)化；
5)根據(jù)優(yōu)化的水平段長度進行布井。
2.根據(jù)權利要求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)權利要求2中所述方法，其中水平段無因次長度lD定義為水平段長度與井網(wǎng)單元面積的比值
式中
a-井距之半；L-水平段長度；
l-水平段半長；
S-井網(wǎng)單元面積。
4.根據(jù)權利要求3中所述方法，其中菱形反九點井網(wǎng)的水平段無因次長度為
式中
a-井距之半；d-井排距離；
l-水平段半長；
S-井網(wǎng)單元面積。
5.根據(jù)權利要求3中所述方法，其中矩形井網(wǎng)的水平段無因次長度為
式中
a-井距之半；d-井排距離；
l-水平段半長；
S-井網(wǎng)單元面積。
6.根據(jù)權利要求3中所述方法，其中平面交錯井網(wǎng)的水平段無因次長度為
式中
a-井距之半；d-井排距離；
l-水平段半長；
S-井網(wǎng)單元面積。
7.根據(jù)權利要求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；L-水平段長度；
lD-水平段無因次長度；
S-井網(wǎng)單元面積。
8.根據(jù)權利要求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-儲層平均滲透率，毫達西。
全文摘要
提供一種對水平井平面井網(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)和平面交錯水平井井網(wǎng)，進而比較確定最優(yōu)平面井網(wǎng)及其井網(wǎng)參數(shù)，進行合理化油藏開采。使用本方法解決了現(xiàn)有技術中直井面積井網(wǎng)開采，縱向差異導致油層動用程度低，而且所需井數(shù)多；單層水平井開采油層，油氣儲量動用程度低；直井或單層水平井井網(wǎng)注水，水驅波及系數(shù)低的問題；提高了油藏采油速度和采收率，同時降低了開發(fā)成本。
文檔編號E21B43/30GK101806208SQ20101015449
公開日2010年8月18日 申請日期2010年4月26日 優(yōu)先權日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 申請人:徐萍