松滋油田復Ⅰ斷塊紅花套組油藏開發(fā)技術(shù)政策研究

宋 勇 （中石化勝利油田分公司地質(zhì)科學研究院，山東 東營257015）

松滋油田復Ⅰ斷塊紅花套組油藏開發(fā)技術(shù)政策研究

宋 勇 （中石化勝利油田分公司地質(zhì)科學研究院，山東 東營257015）

松滋油田復Ⅰ斷塊紅花套組油藏具有砂體厚度大、低孔、特低滲且具有一定底水能量的特點，針對該油藏的特殊性，以精細三維油藏模型為基礎(chǔ)，利用油藏數(shù)值模擬技術(shù)，通過建立概念模型以及典型實體模型對該油藏的開發(fā)技術(shù)政策進行優(yōu)化，最終優(yōu)選方案設(shè)計總井數(shù)24口，其中新井13口，包括2口直井、5口水平井共7口油井，預(yù)計前3年平均年產(chǎn)油4.63×104t。

松滋油田；紅花套組；數(shù)值模擬；正交試驗；開發(fā)技術(shù)政策

松滋油田復Ⅰ斷塊紅花套組油藏是江漢油田近年勘探開發(fā)的重大突破，但因其油藏類型罕見，具有砂體厚度大、低孔、特低滲且具有一定底水能量的特點，開發(fā)難度大。針對該油藏特有的特點和難點，采用現(xiàn)代油藏工程和數(shù)值模擬相結(jié)合的方法，系統(tǒng)地進行開發(fā)技術(shù)政策調(diào)整研究，優(yōu)化確定合理的開發(fā)方案，對于實現(xiàn)油藏的合理、科學、高效的開發(fā)具有十分重要的意義。

1 油藏概況

松滋油田位于江漢平原長江以南湖北省松滋市境內(nèi)，東距涴市鎮(zhèn)6km，南距米積臺鎮(zhèn)約10km，北臨長江約3km［1］。松滋油田區(qū)域構(gòu)造位于江漢盆地江陵凹陷西南部，復Ⅰ斷塊位于區(qū)域性大斷層萬城斷層的上升盤，與下降盤的謝鳳橋斷鼻相對。2008年4月在構(gòu)造高部位部署了評價井SK8－X16井，通過試油，獲得日產(chǎn)油9.3t的工業(yè)油流，從而發(fā)現(xiàn)了紅花套組油藏，上報地質(zhì)儲量468×104t，含油面積2.31km2；砂體厚度96～157m，呈西厚東薄、北厚南薄的趨勢；平均孔隙度13.7%，滲透率6.75×10－3μm2，為低孔、特低滲儲層；油藏具有一定底水，水體體積是油層體積的11.4倍；油藏原始地層壓力37.5MPa，飽和壓力10.45MPa，油層中部垂深3655m，壓力梯度1.03MPa/100m，地層溫度126.6℃，地溫梯度2.9℃/100m，屬正常溫度場、正常壓力系統(tǒng)。

2 試油試采分析

截至2011年7月，松滋油田復Ⅰ斷塊紅花套組有試油井6口，試采井19口，平均單井日產(chǎn)液12.4t，日產(chǎn)油6t，含水率51.6%。松滋油田復Ⅰ斷塊有試注井1口，單井日注量30m3。

投產(chǎn)初期單井日產(chǎn)油能力5.7～26.0t，平均單井日產(chǎn)油能力16.4t，具有一定自然產(chǎn)能，比吸水指數(shù)為0.86m3/（d·MPa·m），具有較好的吸水能力。

3 油藏數(shù)值模擬模型建立

針對紅花套組的厚層、低滲－特低滲底水油藏的特點，在構(gòu)建網(wǎng)格模型過程中著重刻畫縱向非均質(zhì)，同時控制網(wǎng)格總體規(guī)模，確保模擬模型的高精度和高效率［2，3］。主要技術(shù)特點包括：①縱向應(yīng)用7個巖性分界面控制垂向網(wǎng)格剖分段，各巖性段內(nèi)根據(jù)油藏沉積特征，采用等分法細分巖性段縱向網(wǎng)格，合理反映油藏縱向宏觀與微觀非均質(zhì)；②根據(jù)夾層厚度頻率分布，確定縱向平均網(wǎng)格步長 （0.5m），保留夾層的空間展布與滲流遮擋特征；③對于可識別的泥質(zhì)夾層，采用確定性建模方法單獨作為模擬層，至于夾層的平面范圍，取兩口井間的距離之半，而井間不確定的物性夾層采用隨機建模方法產(chǎn)生。

4 開發(fā)技術(shù)政策研究

研究區(qū)紅花套組為厚層砂巖，泥巖不發(fā)育 （厚度最大為1.3m，平均厚度0.6m），分布不穩(wěn)定，且平面及縱向分布不均勻，儲層縱向連通，缺乏劃分開發(fā)層系的地質(zhì)條件?？紤]該塊油藏能量特點，既要合理控制底水錐進，防止油井過早見水，又要適當利用底水能量，擴大縱向波及程度，提高油藏開發(fā)效果。因此，就注水方式、油井避射、井型優(yōu)化等開發(fā)技術(shù)政策進行了研究。

4.1 注水方式研究

根據(jù)彈性驅(qū)動采收率計算公式［4］計算松滋油田復Ⅰ斷塊彈性驅(qū)動開發(fā)的采收率為2.50%，其次根據(jù)溶解氣驅(qū)油田采收率經(jīng)驗公式計算復Ⅰ斷塊紅花套組溶解氣驅(qū)采收率為7.97%，即一次采收率僅為10.5%，需要補充地層能量。SH6－X10井試注表明注水可行，因此該塊推薦立足于注水補充能量開發(fā)。

該油藏具有一定的底水能量，因此合理控制底水錐進 （防止油井過早見水），是注水方式研究所要考慮的首要原則。但影響注水方式的因素眾多，例如注采井距、采油速度、油井射開程度等，且這些因素相互影響。因此通過建立概念模型，采用正交試驗設(shè)計方法［5］，確定影響因素的敏感性 （表1），然后從紅花套三維油藏模型中選取典型的井組，開展水井注水方式研究及油井合理避射研究，最終確定水井注水方式及油井最優(yōu)射開程度 （圖1、2）。

表1 正交試驗方差分析結(jié)果

圖1 不同采油速度下的注水方式與15年采出程度曲線

圖2 不同避射程度下的注水方式與采出程度對比曲線

優(yōu)化結(jié)果表明：①敏感因素依次為采油速度＞注水方式＞避射程度＞井距，且井距與其他3個因素相比不是顯著影響因素。②油層注水的采出程度高，開發(fā)效果最好。③當采油速度低時，各種注水方式的采出程度差異較??；隨著采油速度的提高，不同注水方式的開發(fā)效果差異增大。④不同油井避射程度下注水方式對開發(fā)效果的影響規(guī)律基本一致，油層注水效果好于其他注水方式。

4.2 油井合理避射程度研究

利用建立的紅花套組油藏典型井組模型，在考慮不同的采油速度和不同的油層厚度情況下，開展油井合理避射程度研究，結(jié)果見圖3和圖4。

圖3 不同采油速度下避射程度與15年采出程度曲線

圖4 不同油層厚度下避射程度與15年采出程度曲線

結(jié)果表明：①不同采油速度下，隨著油井避射程度的增大，采出程度先期逐漸增大，后期增幅變緩，甚至下降?？傮w來看，當采油速度超過1.5%時，油井避射程度為60%左右較為合理。②不同油層厚度油井合理避射程度稍有差別。當油層厚度小于40m時，合理避射程度為50%～60%；油層厚度大于40m后，合理避射程度為40%。

4.3 井型優(yōu)選

利用數(shù)值模擬計算，對比水平井及直井的初期采油指數(shù)、見水時采出程度以及15年采出程度等指標，進行井型的優(yōu)選［6］，結(jié)果見圖5～7。

圖5 水平井與直井的初期采油指數(shù)與油層厚度關(guān)系曲線

圖6 水平井與直井見水時間與油層厚度關(guān)系曲線

優(yōu)化表明：①水平井增產(chǎn)優(yōu)勢存在一定的油層厚度界限，薄油層的水平井產(chǎn)能優(yōu)勢明顯，厚油層優(yōu)勢減弱。②從見水時采出程度及15年采出程度對比來看，油層厚度小于40m時，水平井開發(fā)優(yōu)勢比較顯著。因此，方案部署時，油層厚度小于40m時，適宜選擇水平井開發(fā)。

利用數(shù)值模擬對水平井參數(shù)進行了優(yōu)化，結(jié)果如下：①水平井平行構(gòu)造方向時，邊水驅(qū)動受效較均衡，含水上升慢，效果最好。②水平段越長，開發(fā)效果越好，但水平段長度超過300m后，累積油量增幅變緩，結(jié)合紅花套組油藏儲層特點及水平井所處油藏位置，推薦水平段長度為250～300m。③水平井水平段靠近油層上部開發(fā)效果較好?？紤]到儲層空間物性變化影響，綜合確定水平井水平段距離油層頂部的位置為油層厚度的20%。

4.4 方案部署及指標預(yù)測

共部署5套方案，方案1和方案2為直井開發(fā)，但新井部署位置井別有差異；方案3和方案4為水平井開發(fā)，只是在西北角井型有區(qū)別；方案5為水平井和直井相結(jié)合，油層厚度小于40m的位置部署水平井。

根據(jù)5套方案含水與采出程度對比曲線 （圖8）可以看出，方案1含水率上升最慢，但15年末采出程度最低；方案2的采出程度與方案1相近，但其含水率遠高于方案1；對比方案3、方案4和方案5，方案5采出程度最高，且含水率低。對于方案1和方案5，考慮油藏合理開發(fā)和經(jīng)濟效益兩方面，優(yōu)選方案5。

圖7 水平井與直井的15年采出程度與油層厚度關(guān)系曲線

圖8 5套方案含水率與采出程度關(guān)系曲線

按照優(yōu)選方案5部署后，前3年平均年產(chǎn)油能力4.63×104t，15年末累計產(chǎn)油53.2×104t，15年末采出程度15.21%，含水率53.4%。

5 結(jié) 論

1）油層段注水，油層厚度小于40m儲層選擇水平井開發(fā)，直井合理避射程度為60%，水平井段設(shè)計在油層頂部1/5處。

2）方案預(yù)測前3年平均年產(chǎn)油能力4.63×104t，15年末累計產(chǎn)油53.2×104t，15年末采出程度15.21%，含水率53.4%。

［1］賀其川，王得訓，陳波，等.松滋油田復Ⅰ斷塊水平井開發(fā)方案優(yōu)化 ［J］.石油天然氣學報，2011，33（1）：135～138.

［2］李允.油藏模擬 ［M］.東營：石油大學出版社，1999.

［3］李傳亮.油藏工程原理 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2005.

［4］秦積舜，李愛芬.油層物理學 ［M］.東營：石油大學出版社，2006.122～123.

［5］徐仲安，王天保.正交試驗設(shè)計法簡介 ［J］.科技情報開發(fā)與經(jīng)濟，2002，12（5）：48～50.

［6］呂廣忠，郭迎春，牛祥玉.水驅(qū)砂巖油藏水平井多段流描述及數(shù)值模擬研究 ［J］.石油天然氣學報，2010，32（1）：123～137.

Development Technologic Policy Research for Honghuatao Reservoir of Fault Block Fu I in Songzi Oilfield

SONG Yong（Author's Address：Geological Science Research Institute of Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying257015，Shandong，China）

Honghuatao Reservoir in Songzi Oilfield had the characters of bigger sand thickness，low porosity，extra－low permeability and with some bottom water.In allusion to the characteristics stated，based the three－dimensional fine reservoir model，the reservoir simulation technology was used.In combination with orthogonal testing design method，the development technologic policy is optimized by building the conceptual model and typical reservoir model，by which 24 wells are optimized which include 13new wells，2vertical wells，5horizontal wells，the predicted average annual oil production is 4.63×104t in the first three years.

Songzi Oilfield；Honghuatao Formation；numerical simulation；orthogonal test；development technologic policy

TE323

A

1000－9752（2012）03－0145－04

2011－09－19

宋勇 （1980－），男，2004年大學畢業(yè)，碩士，工程師 ，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)方案編制及油藏數(shù)值模擬研究工作。

［編輯］ 蕭 雨