低滲透油藏水平井井網(wǎng)優(yōu)化研究

張劍風(fēng) (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠,黑龍江大慶 163853)

低滲透油藏水平井井網(wǎng)優(yōu)化研究

張劍風(fēng) (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠,黑龍江大慶 163853)

大慶西部外圍古龍南地區(qū)未動(dòng)用儲(chǔ)量基數(shù)大,是大慶油田未來開發(fā)的重要區(qū)域之一,該區(qū)屬于低滲透油藏,采用直井開發(fā)難以建立有效驅(qū)替,單井產(chǎn)量低,開發(fā)效果差。近年來,隨著水平井開發(fā)技術(shù)的引入,該區(qū)難采儲(chǔ)量得以動(dòng)用。以茂15-1區(qū)塊為例,闡述了利用人工裂縫建立有效驅(qū)替的水平井井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù),包括有效驅(qū)動(dòng)距離計(jì)算、井網(wǎng)單元的優(yōu)選以及井距排距的確定等。現(xiàn)場施工表明,水平井井網(wǎng)優(yōu)化能夠?qū)崿F(xiàn)有效驅(qū)替,可以取得較好的開發(fā)效益,對低滲透油藏難采儲(chǔ)量的動(dòng)用具有指導(dǎo)意義。

低滲透油藏;水平井;井網(wǎng)優(yōu)化;人工裂縫

目前,隨著油田開發(fā)對象逐漸轉(zhuǎn)向品質(zhì)差的儲(chǔ)量,直井注水開發(fā)暴露出單井產(chǎn)量低、注水井吸水能力低、難以建立有效驅(qū)替等問題[1-4]。近年來,水平井在低滲透油田開發(fā)中發(fā)揮了重要作用,隨著水平井應(yīng)用范圍的擴(kuò)大,水平井井網(wǎng)優(yōu)化越來越重要。低滲透油藏一般儲(chǔ)層連通性差,滲流阻力大,能量消耗快,只有適當(dāng)縮小注水井和采油井的距離,采用合理的井網(wǎng)密度,才能建立起有效的驅(qū)動(dòng)體系,進(jìn)而提高水驅(qū)控制程度并獲得較高采收率[5]。茂15-1區(qū)塊位于松遼盆地北部中央坳陷區(qū)齊家-古龍凹陷南端古龍南地區(qū),開發(fā)目的層為葡萄花油層,沉積類型主要為席狀砂,砂體發(fā)育穩(wěn)定,但儲(chǔ)層厚度薄,平均單井有效厚度1.04m/層;物性差,平均孔隙度為15.3%,滲透率3.8m D,屬于低孔特低滲透油藏;油水關(guān)系相對簡單,且主力層發(fā)育穩(wěn)定。從相鄰的同樣地質(zhì)條件的已開發(fā)油田看,單井產(chǎn)量低,效益差,難以建立有效驅(qū)替,開發(fā)效果差。因此,該類儲(chǔ)量一直長期擱置,有效動(dòng)用難度大。下面,筆者對低滲透油藏水平井井網(wǎng)優(yōu)化問題進(jìn)行了研究,以便為低滲透油藏的開發(fā)提供幫助。

1 有效驅(qū)動(dòng)距離計(jì)算

為了能夠建立有效驅(qū)替,井網(wǎng)優(yōu)化時(shí),首先要確定區(qū)塊極限驅(qū)替距離。低滲透油藏普遍存在滲透率越低,其啟動(dòng)壓力梯度越大。為此,利用茂15-1區(qū)塊巖心分析資料,建立了該區(qū)啟動(dòng)壓力梯度計(jì)算公式:

式中,λ為啟動(dòng)壓力梯度,MPa/m;K為滲透率,m D;L根限為極限驅(qū)動(dòng)井距,m;Pw為注水井流壓,MPa;Pf為油井流壓,MPa;L有效為有效驅(qū)動(dòng)井距,m;c為單位換算系數(shù);n為排距與井距之比;μ為原油地層黏度,mPa·s;η為穩(wěn)定采液強(qiáng)度,t/(d·m);h為有效厚度,m。

2 井網(wǎng)單元的確定

在確定井網(wǎng)單元時(shí),應(yīng)考慮人工壓裂裂縫的開啟方向,即地應(yīng)力方向和水平井井筒之間夾角的關(guān)系。通過已投產(chǎn)的相鄰區(qū)塊生產(chǎn)情況及前人研究成果[6]可知,在儲(chǔ)層非均值性較弱的席狀砂地區(qū),井筒方向與人工裂縫夾角越大,累計(jì)采油量越大。因此,在設(shè)計(jì)井網(wǎng)單元時(shí),僅考慮水平井井筒與地應(yīng)力夾角為90°時(shí)井網(wǎng)類型,共設(shè)計(jì)4種井網(wǎng)單元(見圖1)。

利用Eclipse數(shù)值模擬軟件,在不考慮水平井井筒內(nèi)摩擦損失的條件下優(yōu)選適合的井網(wǎng)單元,發(fā)現(xiàn)井網(wǎng)形式3(五點(diǎn)交錯(cuò)排狀)的采出程度最高 (見圖2),綜合含水最低 (見圖3)。從不同井網(wǎng)形式流行分布數(shù)值模擬結(jié)果看 (見圖4),井網(wǎng)形式3(五點(diǎn)交錯(cuò)排狀)驅(qū)油效果最好,死油區(qū)最少。因此,最終井網(wǎng)單元為五點(diǎn)交錯(cuò)排狀。

圖1 井網(wǎng)單元示意圖

圖2 不同井網(wǎng)形式下采出程度數(shù)值模擬圖

圖3 不同井網(wǎng)形式下綜合含水?dāng)?shù)值模擬圖

3 井距排距的確定

水平井人工裂縫的長度及裂縫間距決定著水平井的產(chǎn)能。裂縫長度太長,會(huì)縮短無水采油期;裂縫長度太短,會(huì)增大井網(wǎng)密度或者無法建立有效驅(qū)替。裂縫間距太大,會(huì)降低泄油面積,降低單井產(chǎn)量;裂縫間距太小,不僅不能增產(chǎn),還會(huì)導(dǎo)致壓裂施工失效[7-8]。因此,結(jié)合目前水平井壓裂工藝技術(shù)現(xiàn)狀,設(shè)計(jì)了不等縫長和等縫長2種方式共8套方案 (見圖5)。

圖4 不同井網(wǎng)形式流線分布數(shù)值模擬圖

圖5 壓裂縫長及縫組合方式示意圖

從不同方案的數(shù)值模擬結(jié)果看,方案2(縫長150-120-100-100-120-100-100-120-150m,縫間距50m,水井正投影位置左右各間隔50m)采出程度最高(見圖5),綜合含水最低(見圖6)。因此,在實(shí)際壓裂過程中,以方案2為設(shè)計(jì)原則,結(jié)合水平井實(shí)際鉆遇情況,優(yōu)化裂縫布局及長度。

圖5 不同壓裂縫組合方式下采出程度數(shù)值模擬圖

圖6 不同壓裂縫組合方式下綜合含水?dāng)?shù)值模擬圖

因此,綜合數(shù)值模擬結(jié)果,以 “紡錘形”布置人工壓裂縫,最大半縫長150m,建立了 “縫網(wǎng)匹配”井排距計(jì)算模型(見圖7),從而計(jì)算井距排距為300m×300m,有效驅(qū)動(dòng)距離為225m,水平井長度為700m。

4 應(yīng)用效果

茂15-1區(qū)塊采用300m×300m的五點(diǎn)交錯(cuò)排狀法布置井網(wǎng),共部署開發(fā)井176口,其中水平井43口,水平井水平井段長度700m。該區(qū)目前已經(jīng)投產(chǎn)16口水平井,其中5口水平井采取天然能量開發(fā),另外11口水平井采用同步注水開發(fā)。從實(shí)際生產(chǎn)情況看,同步注水的水平井平均月遞減率4.8%,而天然能量開發(fā)水平井遞減率7.7%,通過注水受效使得月遞減率減緩了2.9%,且水平井受效后平均單井增油幅度達(dá)到53.3%。同時(shí),地層壓力監(jiān)測資料表明,注水開發(fā)后平均地層壓力由21.3MPa略降到20.2MPa,地層壓力保持水平為94.8%。因此,對水平井井網(wǎng)優(yōu)化能夠?qū)崿F(xiàn)有效驅(qū)替,且具有較好的開發(fā)效果。

圖7 茂15-1區(qū)塊“縫網(wǎng)匹配”示意圖

[1]齊振林.大慶外圍低滲透油氣田開采實(shí)用技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2002.

[2]裘懌南.低滲透砂巖油藏開發(fā)模式[M].北京:石油工業(yè)出版社,2002.

[3]李道品.低滲透油田開發(fā)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1999.

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[6]龐長英,程林松,馮金德,等.水平井直井聯(lián)合井網(wǎng)產(chǎn)能研究[J].石油天然氣學(xué)報(bào)(江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)),2006,28(6):113-116.

[7]柳明,張士誠,雷鑫,等.人工裂縫與水平井筒的夾角對開發(fā)效果的影響[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2012,27(2): 58-61.

[8]陳輝,孫秀芝,呂廣忠.壓裂水平井裂縫布局研究[J].石油天然氣學(xué)報(bào)(江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)),2013,35(1):141-144.

[編輯] 李啟棟

TE324

A

1673-1409(2014)20-0073-03

2014-03-13

國家高技術(shù)研究發(fā)展(863)計(jì)劃項(xiàng)目(2013AA064903)。

張劍風(fēng)(1981-),男,碩士,工程師,現(xiàn)主要從事低滲透油田地質(zhì)及測井綜合解釋方面的研究工作。