關(guān)家堡灘海地區(qū)館一段1砂組油藏開發(fā)概念方案設(shè)計研究

吳 征 （中國地質(zhì)大學 （北京）能源學院，北京100083）

張 偉 （中石化勝利油田分公司博士后工作站，山東 東營257000）

王建富 （中石油大港油田分公司灘海開發(fā)公司，天津300000）

王厲強 （中石油吐哈油田分公司博士后工作站，新疆 鄯善838200）

關(guān)家堡灘海地區(qū)館一段1砂組油藏開發(fā)概念方案設(shè)計研究

吳 征 （中國地質(zhì)大學 （北京）能源學院，北京100083）

張 偉 （中石化勝利油田分公司博士后工作站，山東 東營257000）

王建富 （中石油大港油田分公司灘海開發(fā)公司，天津300000）

王厲強 （中石油吐哈油田分公司博士后工作站，新疆 鄯善838200）

結(jié)合大港灘海油田早期油藏評價項目，在前期以地震資料為主的油藏描述的基礎(chǔ)上，確定了影響油藏開發(fā)的4個敏感性參數(shù)，借鑒正交試驗設(shè)計思想規(guī)劃了9套方案，通過油藏數(shù)值模擬技術(shù)得到每套方案的評價值，其后采用單因素三評價指標交會圖法從油藏工程和技術(shù)經(jīng)濟角度綜合分析了敏感性參數(shù)的控制因素及影響，克服了篩選的優(yōu)化值只能為正交設(shè)計中的設(shè)定值或雖為設(shè)定值以外取值但取值的依據(jù)不充分的缺點，進一步確定了待優(yōu)參數(shù)的合理取值，并結(jié)合工區(qū)地質(zhì)情況、工程及經(jīng)濟約束條件分析了優(yōu)化結(jié)果的合理性和必然性。結(jié)果表明，水平井液量保持水平及水平段長度在經(jīng)濟約束下存在一個合理的工程取值，避水高度及井軌跡方位工程和經(jīng)濟約束下的結(jié)果趨于一致。優(yōu)化結(jié)果保證最優(yōu)方案在技術(shù)和經(jīng)濟上是最優(yōu)可行的。

概念方案設(shè)計；正交優(yōu)化；油藏數(shù)值模擬；交會圖；油藏工程；技術(shù)經(jīng)濟

早期油藏評價階段決定了油藏描述依據(jù)的只有地震資料、發(fā)現(xiàn)井和少量評價井，試油試采資料較少，這必然造成對油藏認識存在許多不確定性［1］。以往研究多注重以采收率為判斷標準分析敏感性因素的影響，忽視了經(jīng)濟效益的控制作用；另外，篩選的優(yōu)化值只能為正交設(shè)計中的設(shè)定值［2～4］或雖為設(shè)定值以外取值，但取值的依據(jù)不充分，人為因素較大，存在一定的片面性［5］。為此，該次研究以技術(shù)和經(jīng)濟指標為評判標準，采用單因素三評價指標交會圖法，全面評價了敏感性因素對技術(shù)和經(jīng)濟的影響程度，克服了常規(guī)優(yōu)化設(shè)計方法的局限，保證了最優(yōu)方案在技術(shù)上和經(jīng)濟上都是最優(yōu)的。對于指導下一步開發(fā)，降低實施風險有較大意義。

1 地質(zhì)概況

關(guān)家堡斷階構(gòu)造位于河北省黃驊市關(guān)家堡村北東的灘涂地帶，構(gòu)造上屬埕北斜坡。該構(gòu)造西側(cè)與陸上羊二莊一區(qū)相接，東鄰趙東油田，北抵歧東構(gòu)造帶，南達埕寧隆起北坡，西至海岸線，東達礦區(qū)邊界。

館一段1砂組油藏埋藏深度為1248～1260.2m，平面上發(fā)育辮狀河心灘、辮狀河道、堤岸、廢棄河道等亞相。辮狀水道的主要展布方向為東北－西南向。其中辮狀河心灘、辮狀河道以及廢棄河道的心灘沉積等沉積相帶為有利儲層。油藏底部水體平均厚度為20m。油藏平均孔隙度32.78%，平均空氣滲透率771.80×103μm2；原油密度0.92～0.94g/cm3，粘度為105～200mPa·s，凝固點在－22～－30℃以下，含蠟量在1.2%～2.0%，屬于高密度、高粘度、低含蠟量、低凝固點重質(zhì)油。油藏類型為高滲砂巖稠油構(gòu)造－底水油藏［6］。

2 概念方案設(shè)計

2.1 開發(fā)方式選擇

2.1.1 天然能量評價

工區(qū)為構(gòu)造－底水油藏，天然能量的評估對于開發(fā)方式的選擇有決定性意義［7］。依據(jù)少量探井、評價井及試油成果雖然難以進行有效的油藏工程分析，但對于評價油藏天然能量仍有一定價值。工區(qū)內(nèi)試油的zh8井，初期日產(chǎn)油量保持在27t左右，油層靜壓12.68MPa，流壓9.26MPa，含水率3.8%，表明油層初期能量較充沛。結(jié)合油藏類型分析，底水能量的評估是天然能量評價的重點。綜合壓力測試，巖心分析及儲層預測結(jié)果，建立底水能量評估表 （表1）。

表1 館一段1砂組油藏底水能量評價表

可知水體體積（Vw）比油層總孔隙體積（Vp）大26.2倍［8］；水體平均壓力比油層中深壓力（Pm）高約2MPa；巖心膠結(jié)非常疏松，垂向連通性好。評價結(jié)果認為，大規(guī)模開發(fā)后水體能量補給能夠達到飽和壓力的80%以上。采用天然能量開發(fā)是可行的。

2.1.2 直井與水平井開發(fā)方式的選擇

減緩底水推進的速度，高效開發(fā)油藏是底水油藏開發(fā)設(shè)計中必須重點考慮的問題。水平井能有效減緩底水脊進，降低油井暴性水淹的風險。館一段1砂組油藏采用水平井開發(fā)方式。

2.2 方案優(yōu)化

2.2.1 優(yōu)化參數(shù)的選擇和正交試驗設(shè)計

依據(jù)工區(qū)油藏類型和開發(fā)方式，選取液量保持水平 （QL）、水平井水平段長度（LP）、避射高度（H）、井軌跡方位（α）這4個參數(shù)3個水平值L9（34）正交表。采用Eclipse黑油模擬器計算9種方案的累計產(chǎn)油量（NP）、階段末含水率（fw），并進一步評估了內(nèi)部收益率（IRR）（見表2）。

表2 館一段1砂組油藏正交優(yōu)化設(shè)計表

2.2.2 正交試驗結(jié)果分析

1）油藏工程及技術(shù)經(jīng)濟優(yōu)選分析 設(shè)Ki代表每個因子的第i水平的3次試驗的指標之和，則有mi＝Ki/3。為便于直觀分析，分別以各參數(shù)的3個水平值為橫坐標，對應(yīng)的mi值為縱坐標，以累計產(chǎn)油量、階段末含水率和內(nèi)部收益率為評價指標。作單因素三評價指標交會圖（見圖1～4）。

由圖1可知：①隨著液量保持水平的增加，累計產(chǎn)油量的總體趨勢是增加的，液量從75t/d增加到100t/d，累計產(chǎn)油量增幅明顯；但從100t/d到125t/d，增幅平緩。②階段末含水率整體變化趨勢平緩，總體表現(xiàn)為液量減少含水率降低。③內(nèi)部收益率先升后降，反映液量水平并非越高越好，其原因在于隨產(chǎn)出液量增加，能耗、原油和污水處理費用等大幅增加，使得高液量水平下的效益較差。另外，工區(qū)儲層非常疏松，出于防砂考慮應(yīng)避免過高的液量水平。分別選取內(nèi)部收益率變化曲線與其余兩指標曲線的交點，取間距之半，對應(yīng)橫坐標取值92t/d。

由圖2可知：①隨著水平井水平段長度的增加，累計產(chǎn)油量的總體趨勢是增加的，從300m增加到500m，累計產(chǎn)油量增幅明顯；②階段末含水整體變化趨勢平緩；③內(nèi)部收益率的變化趨勢與前兩者變化趨勢相反，反映水平段長度并非越長越好，其原因在于水平段長度的增加使得鉆井費用大幅上升，影響了凈利潤水平。分別選取內(nèi)部收益率變化曲線與其余2個指標曲線的交點，取間距之半，對應(yīng)橫坐標取值387m。

圖1 液量保持水平三評價指標交會圖

圖2 水平井水平段長度三評價指標交會圖

由圖3可知：隨著避射高度的增加，累計產(chǎn)油量、內(nèi)部收益率是增加的；階段末含水率呈下降趨勢。3種評判指標并無矛盾之處，因此取避射高度10m最為合理。

由圖4可知：①井軌跡方位對階段末含水率影響幅度較小，階段末含水率變化呈現(xiàn)兩頭高，中間低的規(guī)律，表明東北－西南方向抑制含水率上升最有效；②西北－東南向累計產(chǎn)油量最高，其次為東北－西南向，東西向產(chǎn)油量最少；③內(nèi)部收益率呈現(xiàn)兩頭低，中間高的變化趨勢，表明沿東北－西南向布井經(jīng)濟效益最好。綜合分析后，確定沿東北－西南向布井。

圖3 避射高度三評價指標交會圖

圖4 井軌跡方位三評價指標交會圖

2）優(yōu)選結(jié)果綜合分析 如果單純追求產(chǎn)油量最大，液量保持水平和水平段長度當然是越大越好。但考慮經(jīng)濟因素，這種結(jié)論就不可靠了。以往的研究過多地注重采收率因素，筆者認為不合理。綜合技術(shù)與經(jīng)濟指標的分析，得到的結(jié)論更為實用。

受控于地質(zhì)因素的影響，避射高度不能無限的高，但在地質(zhì)規(guī)律制約下，盡量增大避水高度有利于減緩由于儲層和流體非均質(zhì)性引起的底水不規(guī)則脊進，優(yōu)化參數(shù)的確定也反映了這種規(guī)律。

由于工區(qū)辮狀水道沿東北－西南向發(fā)育，井軌跡沿東北－西南向布置正好位于有利儲層，且有利于底水能量的補給 （見圖5），方位優(yōu)選結(jié)果是合理的。

圖5 工區(qū)沉積相平面分布及井軌跡方位示意圖

2.3 預測結(jié)果分析

以上述優(yōu)化確定的參數(shù)值建立最優(yōu)方案，追加方案的數(shù)值模擬結(jié)果為：累計產(chǎn)油量66.96t，階段末含水率89.56%，內(nèi)部收益率13.8%。保證最優(yōu)方案在技術(shù)上和經(jīng)濟上都是最優(yōu)可行的。

3 結(jié) 論

1）開發(fā)概念方案中優(yōu)化參數(shù)的合理選擇及水平值的合理確定，必須綜合考慮油藏類型、開發(fā)方式、儲層及流體非均質(zhì)性及試油試采成果等。

2）評價正交優(yōu)化結(jié)果時應(yīng)避免僅以累計產(chǎn)油量或采收率為評判指標，綜合考慮工程及技術(shù)因素，會得到更符合實際、更有用的結(jié)果，并有利于降低滾動開發(fā)的風險。

3）對正交設(shè)計選出的9個方案的數(shù)模計算結(jié)果進行了直觀分析，尋找出主要和次要參數(shù)，并利用單因素三評價指標交會圖法，篩選出整體開發(fā)設(shè)計的最優(yōu)方案，較好地解決了該類開發(fā)問題，有利于降低下一步開發(fā)風險。

［1］方宏長，閻存章，周繼濤.油田開發(fā)設(shè)計方法 ［J］.石油勘探與開發(fā)，1996，23（5）：40～41.

［2］王順華，榮啟宏，王斌.正理莊油田南區(qū)東營組不穩(wěn)定注水參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計 ［J］.石油鉆探技術(shù)，2004，32（1）：57～59.

［3］計秉玉.正交設(shè)計在油藏數(shù)值模擬中的應(yīng)用 ［J］.數(shù)理統(tǒng)計與管理，1994，13（5）：28～31.

［4］董長銀，張琪，曲占慶.水平井礫石充填參數(shù)優(yōu)化設(shè)計的正交數(shù)值實驗法 ［J］.石油鉆采工藝，2004，26（2）：42～44.

［5］韓興剛，徐文，劉海鋒.“正交試驗法”在油氣田開發(fā)方案優(yōu)化設(shè)計中的應(yīng)用 ［J］.天然氣工業(yè)，2005，25（4）：116～118.

［6］裘懌楠，陳子棋.油藏描述 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1996.

［7］喻高明，凌建軍，蔣明煊.砂巖底水油藏開采機理及開發(fā)策略 ［J］.石油學報，1997，18（2）：61～65.

［8］游小淼，周瑜，房志偉，等.應(yīng)用非穩(wěn)定流法計算邊底水油藏水油體積比 ［J］.斷塊油氣田，2004，11（4）：42～43.

Development Conception Project Design for Ng11Reservoir in Guanjiapu Foreshore Oilfield

WU Zheng，ZHANG Wei，WANG Jian-fu，WANG Li-qiang （First Author’s Address：Faculty of Energy Resources，China University of Petroleum，Beijing100083，China）

In combination with early reservoir evaluation project in Dagang Oilfield，on the base of reservoir description using seismic data at the early stage，four sensitive parameters that affected reservoir development were determined.With the help of the idea of orthogonal experimental design，nine programs were designed and each evaluation was reached through reservoir numeric simulation.Then，from the view of reservoir engineering and technology economy，the control factors and effect of sensitive parameters were analyzed by adopting single factor vs.three-evaluation index figure.The shortcomings that optimized value should be the set value of orthogonal design or the reason was not enough when the optimized results was not designed value were overcome.Further，reasonable values of four sensitive parameters were determined.The rationality and inevitability of results were analyzed in combination with geological and engineering conditions and economical restriction.The results show that liquid production level and horizontal length in the horizontal wells exist a sound engineering value under the restriction of economy；results of height water avoidance and well trajectory orientation are consistent with trend under the economic restriction.Optimized results ensure that the program is feasible in economy and technology.

conception project design；orthogonal experiment；reservoir numeric simulation；crossplot；reservoir engineering；technology economy

TE323

A

1000-9752（2012）02-0124-04

2011-12-10

吳征 （1970-），男，1992年江漢石油學院畢業(yè)，高級工程師，博士生，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)與管理工作。

［編輯］ 蘇開科