L區(qū)塊水平井開發(fā)方案優(yōu)化研究

劉巍 尹洪軍

摘 要： 通過分析扶余油田L(fēng)區(qū)塊開發(fā)效果，針對該區(qū)塊存在的問題提出最佳的解決方案。運(yùn)用了Petrel建模軟件完成建模，運(yùn)用了Eclipse建立數(shù)值模型并且進(jìn)行歷史擬合。通過分析水平井分布情況和剩余油分布特征，得到最佳水平井增產(chǎn)方案，為油田進(jìn)一步開發(fā)提供給技術(shù)支持和保證。

關(guān) 鍵 詞：地質(zhì)建模；數(shù)值建模；歷史擬合；方案優(yōu)選

中圖分類號：TQ 357 文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A 文章編號： 1671-0460（2016）04-0739-03

Abstract： By analyzing the development effect of L block in Fuyu oil field， the best solution to the problem of the block was put forward. In this paper， the modeling work was completed by Petrel modeling software. Then a numerical model was built by Eclipse software， and the history was fitted. Through analysis of the distribution of horizontal well and the distribution of remaining oil， the optimal production plan of horizontal well was determined， which could provide technical support and guarantee for further development of oil field.

Key words： Geological modeling； Numerical modeling； Historical fitting； Scheme of optimization

水平井是通過油層泄油面積來提高油井產(chǎn)量、提高油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益的一項(xiàng)重要技術(shù)手段[1]。目前，扶余油田大部分老區(qū)已經(jīng)進(jìn)入中高采出程度階段，用常規(guī)方法提高采收率存在一定難度，需要分析研究井區(qū)存在的問題，有針對性的提出增產(chǎn)方案。由于利用常規(guī)直井開采效率低，開采難度大，利用水平井的優(yōu)越性可以有效地開采，提高開采效率[2]。L區(qū)塊處于高含水油藏具有井段長、井排距小和層數(shù)多的特點(diǎn)，其剩余油多分布與斷層特征、儲層的平面展布等密切相關(guān)，利用對水平井進(jìn)行方案調(diào)整，可以進(jìn)一步挖掘高含水油藏局部區(qū)域的剩余油，提高采收率從而達(dá)到改善開發(fā)效果的目的。

1 L區(qū)塊建立地質(zhì)模型及數(shù)值模型

1.1 建立地質(zhì)模型

地質(zhì)模型是油藏地質(zhì)情況的直觀表現(xiàn)，地質(zhì)建模能夠高度概括研究區(qū)塊的外部特征、內(nèi)部情況和流體分布。地質(zhì)工作者能夠進(jìn)行準(zhǔn)確直觀的分析，通過研究地質(zhì)體型態(tài)以及儲層屬性的空間變化，為油藏精細(xì)數(shù)值模擬的研究提供準(zhǔn)確、可靠的三維地質(zhì)模型[2]。本次地質(zhì)建模選用了Petrel建模軟件完成建模的工作。建立研究區(qū)塊的精細(xì)地質(zhì)模型，包括相模型、孔隙度模型、滲透率模型、凈毛比模型和含水飽和度模型。

1.2 建立數(shù)值模型

進(jìn)行數(shù)值模擬之前，模型初始需要輸入的參數(shù)包括油藏流體模型參數(shù)、流體的物性參數(shù)和巖石物性參數(shù)。油藏流體模型參數(shù)主要包括模型含水飽和度和流體壓力等；流體的物性參數(shù)主要包括流體密度、粘度、體積系數(shù)和壓縮系數(shù)；巖石物性參數(shù)主要是指巖石的壓縮系數(shù)。

歷史擬合采用ECLIPSE黑油模擬器E100，塊中心網(wǎng)格，笛卡爾坐標(biāo)系統(tǒng)，全隱式求解。整個(gè)模擬過程所涉及的相態(tài)為水、油。歷史擬合的目的主要是對地質(zhì)儲量、 全區(qū)含水率以及水平井單井含水率的擬合，最主要是針對水平井含水率的擬合。歷史擬合主要是通過調(diào)整初始含水飽和度來達(dá)到擬合各參數(shù)的目的[3，7]。擬合至2014年10月，實(shí)際綜合含水為78.60%，模型計(jì)算綜合含水為78.30%，相對誤差為2.2%，在合理誤差范圍內(nèi)。

2 剩余油分布情況

根據(jù)L區(qū)塊水平井井位分布情況，該區(qū)塊水平井根據(jù)走向不同可分為兩類：東西向水平井和南北向水平井。通過剩余油含有飽和度圖可以看到剩余油分布情況，東西向水平井剩余油主要分布在注水井之間，南北向水平井剩余油主要分布在水平井左右兩側(cè)。東西向水平井和南北向水平井各以1口水平井為例，兩口井的井位圖和含有飽和度圖如圖1-4所示。

3 水平井存在的主要問題

（1）東西向水平井排距小，投產(chǎn)初期含水高，產(chǎn)量低

東西向水平井有3口水平井，投產(chǎn)初期含水高，產(chǎn)量低。投產(chǎn)初期3口水平井平均含水率為92.98%，平均日產(chǎn)油量為0.52 t。以水平井L57-P51為例，產(chǎn)量及含水變化曲線如圖5所示。

（2）南北向水平井投產(chǎn)初期產(chǎn)量高，見水后含水上升快

南北向水平井井位圖如圖6所示。南北向水平井有2口水平井，投產(chǎn)初期產(chǎn)量高，見水后含水上生快。以L74-P51為例，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油量為13.24 t，見水后，含水率為23.53%.水平井L74-P51的產(chǎn)量及含水變化曲線如圖6所示。

4 水平井增產(chǎn)措施及效果分析

4.1 注采方式優(yōu)化和增產(chǎn)措施原則及方案

根據(jù)措施原則，針對L區(qū)塊水平井與直井合理注采方式方案，進(jìn)行分析對比。水平井L57-P51為東西向水平井，進(jìn)行對角輪注措施并對所在井組兩口水淹的直井進(jìn)行堵水；水平井L61-P51為東西向水平井，進(jìn)行對角輪注并對所在井組一口直井進(jìn)行壓裂；水平井L74-P51、L76-P51均為南北向水平井，進(jìn)行同側(cè)輪住。具體水平井組調(diào)整效果對比表見表1。

綜上所述，L區(qū)塊井網(wǎng)較完善，東西走向水平井采取對角輪注的注采方式，南北走向水平井采用同側(cè)輪注的注采方式，開發(fā)效果較好，可以有效的改變滲流場，對井區(qū)剩余油進(jìn)行有效驅(qū)替。

4.2 單井組見效分析

東西向水平井以L57-P51為例，南北向水平井以L74-P51為例，進(jìn)行單井組見效分析。

（1）L57-P51井組

該井組注水井間存在剩余油，因此考慮將兩側(cè)水平井進(jìn)行對角輪注。

原方案：L56-48注入量為15 m3/d，L56-50注入量為15 m3/d，L56-52注入量為15 m3/d，L58-48注入量為15 m3/d，L58-50注入量為15 m3/d，L58-52注入量為15 m3/d。

優(yōu)化方案：L56-48注入量為15 m3/d，L56-50注入量為15 m3/d，L56-52注入量為15 m3/d，L58-48注入量為15 m3/d，L58-50注入量為15 m3/d，L58-52注入量為15 m3/d。六口注水井進(jìn)行對角輪注，即L56-48、L58-50和L56-52為一組，L58-48、L56-50和L58-52為一組，兩組間隔注水，注水周期為3個(gè)月，L55-49在F171層進(jìn)行堵水，L59-49在F121進(jìn)行堵水。

進(jìn)行對角輪注后，水平井L57-P51產(chǎn)油量升高，輪注初期含水率下降，后期含水率上升并超過未進(jìn)行輪注的方案。L55-49和L59-49進(jìn)行堵水后累計(jì)產(chǎn)油量增加。兩個(gè)方案預(yù)測10年的L55-49、L59-49和L57-P51的累計(jì)產(chǎn)油量和綜合含水率的對比見表2。

從表2可以看出，注水井對角注水，L57-P51累計(jì)增油1 126.52 t。L55-49和L59-49進(jìn)行堵水后，L55-49累計(jì)增油460.20t，L59-49累計(jì)增油424.13 t，可以看出對角注水對L57-P51的效果明顯，堵水對L55-49和L59-49明顯效果，該井組共增油2 010.85 t。

（2）L74-P51井組

該井組水平井兩側(cè)存在大面積剩余油，因此考慮將水平井兩側(cè)進(jìn)行同側(cè)輪注。

原方案：L68-50注入量為15 m3/d，L70-50注入量為15 m3/d，L72-50注入量為15 m3/d，L68-52注入量為15 m3/d，L70-52注入量為15 m3/d，L72-52注入量為15 m3/d，L74-52注入量為15 m3/d，L74-52井網(wǎng)試驗(yàn)關(guān)井。

優(yōu)化方案：L68-50注入量為15 m3/d，L70-50注入量為15 m3/d，L72-50注入量為15 m3/d，L68-52注入量為15 m3/d，L70-52注入量為15 m3/d，L72-52注入量為15 m3/d，L74-52注入量為15 m3/d，L74-52井網(wǎng)試驗(yàn)關(guān)井，L60-48、L60-50、L62-48、L62-50和L62-52進(jìn)行同側(cè)輪注，注水周期為2個(gè)月。

從上圖可以看出，L68-50、L68-52、L70-50、L70-52、L72-50、L72-52和L74-50進(jìn)行同側(cè)輪注后，L74-P51的累計(jì)產(chǎn)油量增加，含水率上升。上述兩個(gè)方案預(yù)測10 a的L74-P51的累計(jì)產(chǎn)油量和含水率對比見表3。

從表3可以看出，L56-50、L56-52和L58-50進(jìn)行井間輪注后，L74-P51的累計(jì)產(chǎn)油量增加，累計(jì)增油1 852.10 t，可以看出井間輪注對L74-P51的效果明顯。

5 L區(qū)塊調(diào)整對策研究

通過對L區(qū)塊的水平井與直井合理注采方式優(yōu)化設(shè)計(jì)及增產(chǎn)措施技術(shù)對策研究，確定該井區(qū)的調(diào)整對策，輪注4口水平井，壓裂1口直井；共調(diào)整水平井注采比3口，提高注入壓力4口井[4-6]。L區(qū)塊通過水平井和直井合理注采方式研究及水平井增產(chǎn)措施技術(shù)對策研究后，綜合調(diào)整措施效果明顯，綜合調(diào)整措施后累計(jì)增油量1.09×104 t，采出程度為11.94%，階段采出程度8.00%，相對于原方案采出程度增加1.04%，預(yù)測到2024年10月，含水率為99.30%。綜合調(diào)整措施效果明顯。

6 結(jié) 論

（1）建立研究區(qū)塊的精細(xì)地質(zhì)模型，包括相模型、孔隙度模型、滲透率模型、凈毛比模型和含水飽和度模型。

（2）對研究區(qū)塊含水率和水平井直井含水率進(jìn)行了歷史擬合，擬合結(jié)果與實(shí)際吻合。

（3）通過對水平井井位和剩余油分布情況進(jìn)行研究，分析得到水平井存在的主要問題。

（4）設(shè)計(jì)區(qū)塊水平井增產(chǎn)措施并進(jìn)行水平井組收效分析，得到最佳的水平井增產(chǎn)方案。

（5）得到最佳的增產(chǎn)方案。

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