摘要：油气井井控半径是油气田开发井距、井网部署、储量动用分析及生产动态分析的的重要依据，反映了地下储层流体渗流能力的大小，其取值一般以储层精细描述为基础，根据生产动态分析及油藏工程方法综合确定其合理范围。结合区域生产动态资料，通过文献调研及不同的油藏工程方法，总结出4种井控半径确定方法，对井控半径进行详细研究，得出了区域性的井控半径，为储量评估及生产动态评价提供技术支持。
关键词：井控半径;油藏工程方法;试井分析法;数值模拟法
油气井井控半径是指已钻井能控制的最大泄油或泄气面积所对应的半径，它反映了地下流体渗流能力的大小，是油气田开发井距、井网部署及储量动用分析的重要依据，同时是油气藏动态分析的主要参数之一，其取值一般以储层精细描述为基础，根据生产动态分析及油藏工程方法综合确定其合理范围。本文结合海上某区域油气田实际生产动态资料，通过文献调研及不同的油藏工程方法，总结出确定井控半径的不同方法，主要包括试井分析法、技术可采储量反算法、临界压力梯度法及数值模拟法等方法，对井控半径进行详细研究，得出了区域性的井控半径，为储量评估及生产动态评价提供技术支持。
1井控半径确定方法
1.1试井分析法
试井分析法确定井控半径的基本原理是利用压力导数分析解释出油气藏的边界距离，即探测半径是在某一瞬间，对地层施加一个压力脉冲波，能够响应该压力脉冲波的最大位置。国内外学者针对不同类型油气藏建立许多计算公式得到探测半径，大致可分为四个方面：均质油藏直井探测半径、非均质油藏和水平井的探测半径、考虑特殊情形的探测半径，但受计算公式缺乏统一完善性、压力仪器敏感性、多因素耦合情形等因素影响，试井压力恢复解释的探测半径并不精确，可作为探测半径半定量参考。选取海上某气田5口典型生产井，利用Topaze试井解释计算目前压力传播范围主体介于417~560m(表1)之间。
1.2技术可采储量反算法
技术可采储量(EUR)反算法确定井控半径的基本原理是利用生产动态资料评估出最终技术可采储量(或最终产量)，结合静态参数按照圆形(直井/定向井模型)或类椭圆形(水平井模型)，反算井控泄油半径(r)。该方法的基本步骤为：①选用递减规律明显的开发井，一般处于生产中后期(或废弃);②通过递减确定的最终技术可采储量EUR(或最终产量);③确定采收率反算OIP或GIP;④结合有效孔隙度、含油气饱和度、体积系数、有效厚度等参数，进而得出井控面积(A)或井控半径(r)(图1)。
相关期刊推荐：《中国石油和化工标准与质量》杂志创刊于1981年，是经国家新闻出版署批准，由中国石油和化学工业联合会主管。论文刊登范围涉及石油、石化、煤炭、化肥、农药、医药、塑料制品、新材料、能源等领域的新技术、新理论。
井控半径分析结果表明(表2)，ED气田和EF气田井控半径520~730m;EG气田井控半径偏小，为110~280m，油压递减预测技术可采储量偏小;EK油气田EK1井气井井控半径在740m左右;EK油气田油井井控半径在330~660m。
1.3临界压力梯度法
致密砂岩气渗流启动压力是气体有效流动的门槛压力，是计算采出程度、评价有效井控范围的重要依据。气田在致密岩心中渗流时存在启动压力，而且是岩心长度的函数，利用启动压力梯度可以计算单井最大控制泄流半径，该方法主要基于气藏定容衰竭开采模拟实验。在调研安岳气田、苏里格气田最大理论泄流半径后，结果表明安岳气田须二段气藏一类区平均启动压力为4.4MPa/100m，平均泄流半径为762m;二类区的平均启动压力位5.4MPa/100m，平均泄流半径为617m;三类区的平均启动压力位5.7MPa/100m，平均泄流半径为589m(表3)。
1.4数值模拟法
数值模拟法确定合理井控半径思路是根据储层的平均参数，建立单井径向模型，考虑启动压力梯度，分析单井储量动用范围。按照单井模型分析，分别设计不同井距，利用数值模拟对比不同方案的开发效果，从中选出最优井距，即为合理井控半径。以海上某气田为例，井距分别选取800m、1000m、1200m、1400m、1600m设计五种方案进行数值模拟，从各种方案模拟开发效果看，随着开发井距的增加，稳产年限及评价期内采收率均降低，导致开发效果变差，开发效果并没有随井距缩小而明显提升。综合考虑海上油气田钻完井成本，开发井合理井距平均在1200m左右(表4)，平均井控半径约为600m。
2结论与认识
(1)根据某海上油气田质条件和生产情况，分别从试井分析法、技术可采储量反算法、临界压力梯度法及数值模拟法等，对井控半径进行详细研究，得出了区域性的井控半径。
(2)根据多种油藏工程研究认为，总体而言，研究靶区气井井控半径为420~740m，油井井控半径330~810m。——论文作者：薛 皓
