余家坪区合理井网研究
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摘 要：本文从达西渗流基本理论出发，以反九点井网为基础，确定最优化井网，以期满足最大单井控制储量，满足最大经济效益，改善现有的注采关系，提高本区的波及效率和最终采收率。
一、区域概况
余家坪区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部，区域构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°（千米坡降为7~10m），内部构造简单，局部具有差异压实形成的低幅度鼻状隆起。余家坪中区一般钻达长3地层顶部，钻遇地层由新到老依次为第四系、侏罗系以及三叠系上统延长组。受印支运动的影响，盆地抬升使延长组顶部地层遭受不同程度的剥蚀，第三系、白垩系、侏罗系上统在本区缺失。第四系直接不整合覆盖在三叠系或侏罗系之上。 本区延长组一般按岩性分为五个岩性段（T3y1~T3y5），再根据岩性、电性和含油性特征又将其划分长1、长2、长3、长4+5、长6、长7、长8、长9及长10等10个油层组。长2油层组是本工区主要含油层段。一般划分为长21、长22、长23等3个油层亚组（简称亚组）。
余家坪处于开发中区，注采井网以不规则反九点法为主，本区裂缝方向为北东-南西方向。开发前期本区井网密度过小，井排距较大，单井控制储量低，后期调整以改善注采井网，加密井网为主。
二、合理井网研究
1.应用极限渗透法确定井距上限
假设本区后期以正方型反九点井网为主建立注采模型，用一源一汇模型求注采井距。由渗流力学理论知，同一流线中点处流速最小，所以合理的注采井距应该主流线中点处的驱动压力梯度大于该处启动压力梯度。
流线中点处的压力梯度为：
=λ（1）
当λ>dp/dr，流线中点油可正常渗流。
等产量一源一汇最大压力梯度的等值线方程为:
(2)
等产量一源一汇渗流时，产量与注采压差的关系为：
（3）
设：R=2 ,r1=r2=R/2，将（1），（2），（3）式联立得：
(4)
即：
(5)
(6)
代入实际生产数据，研究区主流线中点启动压力0.0102mPa，原油体积系数B为1.023，注采压差
=8.4 mPa。求得： R≤233m
2.合理井距下限确定
假设设计产量为Qs ，根据H Krutter[1] 所求得的正方形反九点井网系统极限单井稳态产量公式，构造有效注采系统评价参数Csp：
(7)
若Csp≥1，说明系统实际产量大于设计产量，注采井网符合开发要求，反之注采系统无效。
假设在现有开发井网下求得q，作为井网调整时的设计产量Qs。
将（3）代入（7）中化简得：
（8）
代入生产参数解得：R≥120m
3.最优化井距设计
3.1同类型油藏类比法
根据国内外低渗透油田开发经验，由于低渗透油层渗流阻力大，压力传导能力差，且由于油层平面变化大，一般均采用小井距开发。余家坪区长2油层储层物性差，地层原油密度为0.7830g/cm3，地层原
油粘度为2.771mPa·S，与其相似的油田均采用小井距开发，井距180~235m，开发效果较理想。
3.2单井产能公式法
利用单井产能公式求出本区的井网密度：
（9）
式中：S-井网密度，口/km2；
N-地质储量，69.02×104t；
VO-给定的采油速度，f；
A-含油面积，1.19km2；
qO-给定的单井产能，t/d；
EY-油井综合利用率，0.98；
RNO-采油井数占总井数的比值，0.87。
按照本区实际开发现状及开发方案设计，本区理想采油速度为1.7%，平均单井产量0.84t/d，代入（9）式得井网密度38口/km2。由上式求得最佳井网密度S，可求得最佳单井控制面积Ad [2]：
Ad=1/S=dx·dy （10）
根据计算合理井网密度，将井网密度计算结果由式12，折算成井距。
（11）
代入井网密度解得：dx=174m，为了现场便于管理取井距180m，符合余家坪区井距极限值。
由式（10）知，井排dy≈140m。式中：dx，dy-dx最佳井距，dy最佳井排。
4.井网方向确定
在实际开发中由于油藏的非均质性，为了获得最大的经济效益，实际采用的井网为矢量井网。井网的方向定义为井排方向与最大渗透率方向的夹角 。
=arctan(0.76)=38°（12）
三、结论
1.余家坪区为低渗透油藏，非均质性较弱，根据本区开发地质参数，确定井距上下限。
2.根据本区单井产能公式求出本区最优化井网密度，确定最佳井排、井距140×180m。
3.部署本区井网方向，计算得井排与最大渗透率方向为38°时能取得最佳开发效果。参考文献[1]Krutter H．Nine—Spot Flooding Program [J].Oil and Gas Journal，1939，38(14)：50—52．[2]李传亮. 油藏工程原理[M].北京：石油工业出版社.2005:360-379.作者简介：魏建朋（1983~），男，工程师，2008年毕业于西安石油大学石油工程专业，目前主要油气田开发方面的研究和管理工作。