H區(qū)塊滲透率級(jí)差界限及水平井部署參數(shù)研究

薛江龍，周志軍，趙立斌，張 鍵

(1.中國(guó)石油塔里木油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆庫(kù)爾勒 841000；2.東北石油大學(xué)非常規(guī)油氣成藏國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；3.中國(guó)石油克拉瑪依油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院)

H區(qū)塊滲透率級(jí)差界限及水平井部署參數(shù)研究

薛江龍1，周志軍2，趙立斌3，張 鍵1

(1.中國(guó)石油塔里木油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆庫(kù)爾勒 841000；2.東北石油大學(xué)非常規(guī)油氣成藏國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；3.中國(guó)石油克拉瑪依油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院)

經(jīng)過(guò)多年滾動(dòng)勘探開(kāi)發(fā)，H區(qū)塊目前已經(jīng)進(jìn)入高含水期，局部水淹嚴(yán)重，剩余油高度分散，且強(qiáng)底水活躍。利用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，研究了H區(qū)塊水平井部署滲透率級(jí)差、水平井部署參數(shù)及開(kāi)發(fā)方式。結(jié)果表明，H區(qū)塊合理滲透率級(jí)差上限值為4，分注分采開(kāi)發(fā)效果較好，對(duì)于強(qiáng)水淹儲(chǔ)層合理井距為240 m，對(duì)于弱水淹儲(chǔ)層合理井距為180 m，并得到了構(gòu)造幅度與含油飽和度的關(guān)系。

水平井部署；滲透率級(jí)差界限；開(kāi)采方式；儲(chǔ)層有效厚度

1 滲透率級(jí)差界限研究

儲(chǔ)層滲透率差異是造成層間矛盾和影響縱向波及系數(shù)的主要地質(zhì)因素[1-3]。儲(chǔ)層滲透差異通常用滲透率級(jí)差來(lái)表征。要改善油藏整體的開(kāi)發(fā)效果、減少層間干擾，必須降低層間組合的滲透率級(jí)差，合理組合開(kāi)發(fā)層系[4-7]。生產(chǎn)實(shí)踐中可以利用吸水剖面和產(chǎn)液剖面測(cè)試結(jié)果，研究開(kāi)發(fā)層系內(nèi)儲(chǔ)層滲透率級(jí)差對(duì)層間油層動(dòng)用狀況的差異，確定一個(gè)開(kāi)發(fā)層系內(nèi)儲(chǔ)層組合的滲透率級(jí)差上限。本文采用數(shù)值模擬法，通過(guò)建立典型數(shù)值模型確定層系組合的滲透率級(jí)差上限；通過(guò)建立不同層系細(xì)分組合模型，優(yōu)化層系細(xì)分組合的各種參數(shù)界限。模型選取了一塊矩形區(qū)塊，該區(qū)塊共有油層22層，采用30 m×30 m網(wǎng)格步長(zhǎng)。

設(shè)計(jì)了以下七種方案(區(qū)塊模型最大滲透率級(jí)差為5.16，為了更好地表示滲透率級(jí)差對(duì)區(qū)塊采收率的影響，以H區(qū)塊滲透率級(jí)差表為基礎(chǔ)，通過(guò)控制滲透率級(jí)差改變滲透率的方式增加設(shè)置了方案一滲透率級(jí)差10和方案二滲透率級(jí)差8進(jìn)行對(duì)比)：方案一：滲透率級(jí)差小于10的小層組合為一套層系；方案二：滲透率級(jí)差小于8的小層組合為一套層系，大于8的小層組合為一套層系；方案三：滲透率級(jí)差小于5的小層組合為一套層系；方案四：滲透率級(jí)差小于4組合為一套層系，滲透率級(jí)差大于4組合為一套層系；方案五：滲透率級(jí)差小于3組合為一套層系，滲透率級(jí)差大于4組合為一套層系，滲透率級(jí)差大于5組合為一套層系；方案六：滲透率級(jí)差2組合為一套層系；方案七：滲透率級(jí)差1組合為一套層系(見(jiàn)表1)。 計(jì)算結(jié)果表明(圖1、圖2)：層系采收率隨滲透率級(jí)差增大而減小，級(jí)差越大，油層動(dòng)用非均質(zhì)性越強(qiáng)，當(dāng)滲透率級(jí)差大于4時(shí)，層間動(dòng)用非均質(zhì)系數(shù)出現(xiàn)轉(zhuǎn)折，斜率增大，滲透率小的油層動(dòng)用程度明顯變差。因此將層系滲透率級(jí)差界限定于4左右。

圖1 層系采收率與滲透率級(jí)差關(guān)系

2 水平井部署參數(shù)優(yōu)化

2.1 儲(chǔ)層有效厚度敏感性分析

在原有模型的基礎(chǔ)上，利用五點(diǎn)法井網(wǎng)部署水平井，進(jìn)行水平井開(kāi)發(fā)儲(chǔ)層有效厚度敏感性分析。對(duì)比不同厚度(2、3、4、5 m)方案下，井網(wǎng)開(kāi)發(fā)20年的累產(chǎn)油和含水變化曲線，當(dāng)模型的含水率大于98%時(shí)，模型自動(dòng)終止。結(jié)果表明，有效厚度越大，模型見(jiàn)水時(shí)間越晚，累產(chǎn)油越高。

表1 H區(qū)塊模型滲透率級(jí)差界限分布

圖2 層系透率級(jí)差與層間動(dòng)用系數(shù)比關(guān)系

2.2 構(gòu)造幅度與含油飽和度敏感性分析

利用正交實(shí)驗(yàn)法研究水平井部署的地質(zhì)參數(shù)(構(gòu)造幅度、有效厚度、儲(chǔ)層滲透率和含油飽和度)等參數(shù)的最佳匹配關(guān)系，利用油藏?cái)?shù)值模擬對(duì)不同方案進(jìn)行合理預(yù)測(cè)，得到不同構(gòu)造幅度下對(duì)應(yīng)的含油飽和度下限，見(jiàn)表2。

表2 H區(qū)塊構(gòu)造幅度與飽和度下限預(yù)測(cè)

2.3 井距優(yōu)化

(1)在原有模型的基礎(chǔ)上，選擇水淹強(qiáng)的單砂體、構(gòu)造幅度15 m、有效厚度5 m的部位部署水平井，水平井井網(wǎng)采用五點(diǎn)法井網(wǎng)，對(duì)比井距分別為210 m和240 m兩種不同方案的開(kāi)發(fā)效果。模型網(wǎng)格步長(zhǎng)為30 m，模擬運(yùn)算時(shí)間為20年，各個(gè)方案分別計(jì)算到含水為98%的時(shí)刻。通過(guò)模擬計(jì)算得到兩種不同方案開(kāi)發(fā)20年的累產(chǎn)油和含水變化曲線(圖3)可以看出：井距越大，含水率突破時(shí)間越晚，累產(chǎn)油越高。因此對(duì)強(qiáng)水淹地方推薦240 m井距。

圖3 不同井距方案累產(chǎn)油、含水率對(duì)比

(2)在原有模型的基礎(chǔ)上，選擇水淹弱的單砂體、構(gòu)造幅度15 m、有效厚度5 m的部位部署水平井，水平井井網(wǎng)采用五點(diǎn)法井網(wǎng)，對(duì)比井距分別為150 m和180 m兩種不同方案的開(kāi)發(fā)效果。

模型網(wǎng)格步長(zhǎng)為30 m，模擬運(yùn)算時(shí)間為20年，各個(gè)方案分別計(jì)算到含水為98%的時(shí)刻。通過(guò)模擬計(jì)算得到兩種不同方案開(kāi)發(fā)20年的累產(chǎn)油和含水變化曲線(圖4)，可以看出：井距越大，含水率突破時(shí)間越晚，累產(chǎn)油越高。因此對(duì)弱水淹地方推薦180 m井距。

圖4 不同井距方案累產(chǎn)油、含水率對(duì)比

2.4 開(kāi)采方式優(yōu)化研究

在原有模型的基礎(chǔ)上，利用虛擬井技術(shù)對(duì)比分注合采及分注分采的開(kāi)發(fā)效果，優(yōu)化開(kāi)采方式。模型采用5點(diǎn)法井網(wǎng)，模型單井初期配產(chǎn)：注水井單井日注水5 m3，生產(chǎn)井日產(chǎn)油15 m3，預(yù)測(cè)20年，對(duì)比20年的累產(chǎn)油、含水率開(kāi)發(fā)指標(biāo)。方案一為分注合采；方案二為分注分采。由圖5可以看出，分注分采開(kāi)采方式的開(kāi)發(fā)效果要優(yōu)于分注合采。

圖5 兩種不同方案累產(chǎn)油、含水率對(duì)比

3 結(jié)論

(1)分注分采的開(kāi)發(fā)效果明顯好于分注合采。

(2)強(qiáng)水淹剩余油富集區(qū)的合理井距為240 m，弱水淹剩余油富集區(qū)的合理井距為180 m。

(3)儲(chǔ)層有效厚度越大，水平井避水厚度就越大，見(jiàn)水時(shí)間越晚，累產(chǎn)油越高。

(4)層系采收率隨滲透率級(jí)差增大而減小，當(dāng)滲透率級(jí)差大于4時(shí)，滲透率小的油層動(dòng)用程度明顯變差，因此將H區(qū)塊層系滲透率級(jí)差界限定于4左右。

[1] 葉成林.蘇格里氣田水平井參數(shù)優(yōu)化及效果評(píng)價(jià)[J].石油天然氣學(xué)報(bào),2012,34(1):107-110.

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編輯：李金華

1673-8217(2015)03-0113-03

2015-01-20

薛江龍，工程師，碩士，1987年生，2013年畢業(yè)于東北石油大學(xué)，主要從事油氣田開(kāi)發(fā)方面的科研工作。

國(guó)家自然科學(xué)基金(50634020，50874023)、國(guó)家重大專項(xiàng)(2011ZX05052-12，2011ZX05010-002-05)、黑龍江省自然科學(xué)基金(E201333)資助。

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