葡萄花油層高含水期水平井參數(shù)優(yōu)化

趙春森， 鄭 鑫， 李佩敬， 李 超， 李承龍

(1.東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江大慶 163318;2.中國石油大港油田分公司 勘探開發(fā)研究院，天津 300280)

目前，大慶油田經(jīng)過幾十年的開發(fā)，大部分油田已經(jīng)進入高含水期，存在井網(wǎng)密度大、開發(fā)效果差、厚油層含水上升速度快等問題。這些問題一直是油藏工程師們關(guān)心和亟待解決的熱點問題。水平井開發(fā)[1－4]能夠有效動用厚油層，減少剩余油儲量，提高采收率。相關(guān)學(xué)者[5－6]通過油藏數(shù)值模擬技術(shù)開展的高含水期油田開發(fā)參數(shù)優(yōu)化研究多應(yīng)用于直井開采，而對于水平井高含水期優(yōu)化開采的研究較少，尤其對于水平井井軌跡、多段射孔層段和有效保留措施隔層等影響水平井產(chǎn)能的參數(shù)優(yōu)化方面。

大慶油田薩北過渡帶葡萄花油層PI3單元儲層物性較好，含油面積大，含油飽和度較高，擬采用水平井進行開發(fā)以進一步提高其原油產(chǎn)量及最終采收率。筆者以薩北過渡帶一條帶水平井SJ1控制區(qū)內(nèi)葡I組PI3厚油層為研究對象，通過水平井數(shù)值模擬技術(shù)優(yōu)化高含水期油藏水平井開發(fā)方案，以期為油田高含水期的水平井開發(fā)提供技術(shù)保證。

1 油藏概況與三維地質(zhì)建模

1.1 油藏概況

研究區(qū)位于薩北開發(fā)區(qū)的北部過渡帶一條帶東區(qū)葡萄花油層葡I組，目的層含油面積約4 km2，油水井共110口，綜合含水率93%。PI3單元為泛濫平原亞相沉積，呈大面積的辮狀水道和心灘沉積特征，河道砂體側(cè)向連續(xù)性較好，中部有大片的河間砂發(fā)育，尖滅不發(fā)育，河道砂鉆遇率為72.18%，平均單井有效厚度為3 m，平均滲透率為610×10－3μm2。

1.2 地質(zhì)模型

應(yīng)用Petrel軟件模擬PI3油層和與其相鄰且發(fā)育較好的PI4油層，建立精細三維地質(zhì)模型。建模思路:通過井位數(shù)據(jù)、分層數(shù)據(jù)、斷層數(shù)據(jù)建立地層構(gòu)造模型;根據(jù)構(gòu)造模型及沉積相微相圖，利用確定性建模方法建立沉積相模型(圖1);對測井數(shù)據(jù)(孔隙度、滲透率、含水飽和度、凈毛比等)插值差分，再通過沉積相模型進一步約束，建立儲層屬性模型(其中含水飽和度模型縱向切片見圖2);數(shù)據(jù)分析;通過地質(zhì)類比法、概率分布一致性分析進一步修正地質(zhì)模型精度;模型粗化。

平面網(wǎng)格采用5 m×5 m步長，縱向上細分小層為35個，縱向精度達到0.1 m。粗化后平面網(wǎng)格為25 m×25 m步長，縱向上為保留隔層信息，對隔層分布較密集層段粗化分層，沒有隔層分布的層段則粗化為一層，PI4油層整體劃分為一層，這樣粗化后小層劃分為7層。

圖1 最優(yōu)沉積相模型Fig.1 Optimal deposition phase model

圖2 含水飽和度模型縱向切片F(xiàn)ig.2 Longitudinal slice of water saturation model

2 歷史擬合與剩余油分布

2.1 歷史擬合

根據(jù)油藏地質(zhì)模型，應(yīng)用Ecllipse軟件建立三維油水兩相黑油模型。模型計算區(qū)塊地質(zhì)儲量為117.47萬t，相對誤差為1.7%。井史模塊設(shè)定模型定液量，通過修正油水相滲曲線、局部網(wǎng)格滲透率等參數(shù)對全區(qū)含水率、累積產(chǎn)油量、綜合地層壓力及單井含水率等指標進行生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合，各指標相對誤差均在5%以內(nèi)。

2.2 剩余油分布

根據(jù)歷史擬合后的數(shù)值模型，分析葡萄花油層剩余油飽和度分布規(guī)律，確定剩余油挖潛潛力，結(jié)果如表1所示。

表1 各小層平均剩余油分布Table 1 Distribution of average remaining oil at each layer

從表1可以發(fā)現(xiàn)，縱向上各小層從上至下剩余油飽和度[7]從0.453上升至0.671，表明PI3油層上部的1～3小層前期的開發(fā)效果較好，且越向上剩余油儲量相對越少，而反觀4～6小層，則是越向下剩余油儲量相對越高，三層總剩余油儲量達到33.34萬t，占PI3油層總剩余油儲量的61.51%。

綜上可推斷，PI3油層剩余油主要集中于中下部，其上部的動用程度較高，剩余油含量相對少。因此，PI3油層中下部仍具有較高的開采潛力，可以選擇水平井開發(fā)方式對其剩余油進一步挖潛。

3 水平井參數(shù)優(yōu)化設(shè)計

3.1 井軌跡

對精細沉積相模型中水平井目的層位進行分析，結(jié)合PI3油層剩余油飽和度分布規(guī)律、油層物性以及層內(nèi)的隔夾層發(fā)育狀況，設(shè)計平面水平井SJ1平面井軌跡，該軌跡穿過河道砂體發(fā)育河道最廣的區(qū)域，如圖3所示的直線段。

圖3 水平井SJ1平面井軌跡Fig.3 Well trajectory of horizontal wells SJ1

根據(jù)PI3油層剩余油分布規(guī)律，按照平面軌跡設(shè)定水平井水平段分別沿3～6小層展布的四個縱向初步布井方案1、2、3、4。根據(jù)方案設(shè)計，模擬預(yù)測在相同注采條件(注采比1∶1，注入量50 m3/d)及射孔長度下各方案未來10年的開發(fā)指標，方案1最終累積產(chǎn)油量為0.981萬t，方案2為1.146萬t，方案3為1.246萬t，方案4為0.916萬t?？梢钥闯鼍壽E方案3和方案2累計產(chǎn)油量較大。由此，水平井SJ1水平段布井方案在5小層附近向4小層一側(cè)展布效果更好。此時水平井在PI3層的入靶點位于980.3 m深度，鉆井完鉆深度為991.5 m，水平井段長約186 m。

3.2 射孔方案

3.2.1 設(shè)計原則

對水平井產(chǎn)能[8]有影響的射孔參數(shù)較多，文中主要對射孔段長度、方位角等參數(shù)進行優(yōu)化。

水平井開發(fā)過程中，考慮端點效應(yīng)的干擾，在設(shè)計水平井分段射孔方案時遵循如下原則:

(1)將射孔的首段和尾段選擇在油層物性相對較好且水淹等級較低、剩余油富集的油層中。

(2)優(yōu)選水平段的空間位置時，合理銜接現(xiàn)有井網(wǎng)，使水平井控區(qū)井網(wǎng)更完善。

(3)保留PI3油層一定厚度的內(nèi)隔水層，為后期水平井開發(fā)技術(shù)措施調(diào)整留有余地。

3.2.2 層內(nèi)分段射孔位置優(yōu)化

根據(jù)PI3油層剩余油主要分布在油層中下部的特點，分析水平井SJ1井軌跡沿含水飽和度屬性模型(圖2)的含水分布走向。結(jié)合沉積相性模型中夾層的分布走向，在可控射孔井段范圍內(nèi)，根據(jù)水平井多段射孔方式理論，在含水飽和度較低區(qū)域，設(shè)計四個射孔層段，如圖4所示。其中，在PI3和PI4層間1 272～1 458 m縱向區(qū)域內(nèi)保留三段總長66 m的措施隔層。分析建模時的測井曲線數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，該段巖性較差，可以作為后期封堵或壓裂等的措施隔層，起到遮擋的作用。

由圖4可知，射孔層位段即①～④的長度自下而上分別為22、38、40和20 m，措施隔層段 a～c長度分別為18、30和18 m。

圖4 沉積相模型中射孔層段Fig.4 Perforated interval in sedimentary facies model

組合各射孔段制定如下優(yōu)化方案:

方案1 射開層段①+射開層段②+射開層段③，射開孔總長度為100 m;

方案2 射開層段①+射開層段②+射開層段④，射開孔總長度為80 m;

方案3 射開層段①+射開層段③+射開層段④，射開孔總長度為82 m;

方案4 射開層段②+射開層段③+射開層段④，射開孔總長度為98 m;

方案5 射開層段①+射開層段②+射開層段③+射開層段④，射開孔總長度為120 m。

根據(jù)模型設(shè)定各個方案注采條件相同(注采比1∶1，注入量50 m3/d)，預(yù)測未來10年的水平井開發(fā)指標，計算各射孔組合方案的累積產(chǎn)油量和綜合含水率變化情況，如表2所示。

表2 綜合含水率與累積產(chǎn)油量Table 2 Finally moisture content and cumulative oil production

從表2可以看出，方案4累積產(chǎn)油量最高，達到1.817萬t，綜合含水率最低為97.41%。

各方案含水率、產(chǎn)油量變化情況如圖5所示。從油層巖相發(fā)育狀況看，方案1射開層段距PI3與PI4層間的天然隔水層位置較遠，PI3的正韻律油層發(fā)育良好，隨著開發(fā)的深入油層內(nèi)的水受重力作用在PI3底部容易形成高水淹區(qū)，造成層內(nèi)底水脊進現(xiàn)象而影響開發(fā)效果;方案1～3、5初期含水率上升緩慢，但后期明顯加快，說明上述方案未充分利用隔水層段a～c的作用，隨著開發(fā)的深入，后期隔層無法有效遮擋注入水的錐進，含水率上升趨勢逐漸增大，隔層遮擋越來越弱，PI3上半部層位水受重力向下側(cè)巖性更好且水淹較低的水平井射開層位移動，影響開發(fā)效果;而方案4射開層段雖不是最長，但充分利用了PI3與PI4層間的天然隔層與措施隔層a～c，其初期含水率上升較快，但隨著開發(fā)的深入隔層效果顯現(xiàn)，最終采油量最高、含水率最低。綜上，方案4為水平井SJ1最佳射孔方案。

圖5 各射孔組合方案累積產(chǎn)油量與綜合含水率關(guān)系Fig.5 Relationship of perforating program between cumulative oil production and moisture content

3.2.3 分段射孔方式

優(yōu)化射孔方位角可使射孔更準確地射入油層中剩余油富集的方向，增加水平井的產(chǎn)量。借鑒大慶油田以往開發(fā)實踐經(jīng)驗，結(jié)合PI3油層剩余油富集于油層中下部的特點，與層內(nèi)無效注水嚴重的實際，選擇孔密度為12孔/m，以使油套管強度和生產(chǎn)壓差盡量小。方位角采用向上仰角5°、10°、20°三種射孔方式。

考慮到實際射孔時，井段在油層的鉆遇部位不同，最佳方案4中三個層段②、③、④分別采用不同的方位角射孔。射孔方式自上而下分別為:

(1)第④水平段由于距上方高水淹區(qū)垂直距離不到2 m，出于保護層內(nèi)天然隔水層目的，該段采用上仰角5°、孔深0.5 m的方式射孔。

(2)第③水平段位于PI3油層下半部中間距離PI4層相對較遠處，為更有效地挖潛剩余油，同時不至于射穿隔水層，采用下傾角1 0°、孔深0.8 m的方式射孔。

(3)第②水平段水平井SJ1井軌跡接近PI4交界處天然層間隔層，由于水平井開發(fā)后地層水受重力的影響會向下移動形成底水錐進現(xiàn)象，此段采用上仰角20°、孔深1.2 m的方式射孔。

采用上述分段射孔方式，修改數(shù)值模型井參數(shù)，在最佳射孔方案條件下預(yù)測得水平井SJ1累積產(chǎn)油量為1.961萬t，綜合含水率為96.8%。與表2對比可以看出，采用分段射孔方式，可以有效地降低水平井的綜合含水率，提高產(chǎn)油量。

4 水平井合理產(chǎn)液能力

根據(jù)水平井各項參數(shù)優(yōu)化結(jié)果，利用數(shù)值模型預(yù)測水平井在不同的產(chǎn)液量情況下的最終采出程度、累積產(chǎn)油量等生產(chǎn)指標。

模擬條件:水平井水平段在PI3油層內(nèi)控制儲量為13.195萬t，占PI3油層總地質(zhì)儲量的24.34%;設(shè)計日產(chǎn)液量分別為 20、30、40、50、60、80、100、150、200 m3/d;注采關(guān)系為注采比1∶1;模擬預(yù)測結(jié)束時間為水平井綜合含水率到98%的經(jīng)濟含水率的時步。

產(chǎn)液能力模擬結(jié)果見表3。由表3可以看出，在低產(chǎn)液條件下，采收率增幅隨產(chǎn)液速度的加快而升高;當產(chǎn)液速度增加到一定范圍時，采收率增幅達到最大;當產(chǎn)液速度超過該范圍時，采收率增幅隨產(chǎn)液速度的加快而減慢。

綜上，水平井合理產(chǎn)液量在50～60 m3/d。此時水平井開發(fā)效果最好，采收率可提高16.08%，實現(xiàn)了對葡萄花油層高含水期的合理開發(fā)，達到了挖潛剩余油的目的。

表3 設(shè)計方案模擬結(jié)果Table 3 Simulation result of design projects

5 結(jié)論

(1)分析葡萄花油層剩余油分布規(guī)律，確定PI3油層剩余油主要分布在油層中下部的4～6小層內(nèi)，剩余油儲量為33.34萬t，占總剩余油儲量的61.51%。

(2)根據(jù)剩余油分布規(guī)律與油層發(fā)育情況，確定了PI3油層內(nèi)水平井段長約186 m，最優(yōu)水平井井軌跡橫向穿過河道砂體發(fā)育最廣的區(qū)域，縱向沿PI3油層第5小層方向展布。

(3)優(yōu)化了射孔射開層段方案，確定了能充分利用層間的天然隔層與措施隔層的最佳射孔方案，射開層段總長度為98 m。

(4)葡萄花油層PI3單元高含水期，水平井的合理產(chǎn)液能力為50～60 m3/d，產(chǎn)液量為50 m3/d時，提高采收率16.08%。

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