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    渤海灣裂縫性稠油油藏布井方式研究

    2016-12-20 03:46:45丁祖鵬焦松杰劉新光
    特種油氣藏 2016年5期
    關(guān)鍵詞:定向井井網(wǎng)水井

    李 南,丁祖鵬,焦松杰,劉新光

    (中海石油(中國)有限公司北京研究中心,北京 100027)

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    渤海灣裂縫性稠油油藏布井方式研究

    李 南,丁祖鵬,焦松杰,劉新光

    (中海石油(中國)有限公司北京研究中心,北京 100027)

    渤海灣裂縫性稠油油藏?fù)碛袃?chǔ)層裂縫發(fā)育、流體黏度大、弱底水等油藏特征,世界范圍內(nèi)尚無此類油藏的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)?;谟筒氐刭|(zhì)特征,建立了大尺度仿真物理模擬模型,真實(shí)模擬地下流體在裂縫性雙重介質(zhì)中的流動(dòng)。采用物理模擬和數(shù)值模擬相結(jié)合的手段,分別對(duì)比了水平井立體注采井網(wǎng)和水平井定向井混合立體注采井網(wǎng)的開發(fā)效果。研究表明:水平井側(cè)底注水開發(fā)效果最好,采出程度比其他注水方式高1.2個(gè)百分點(diǎn),累計(jì)產(chǎn)油量最高,綜合含水最低,波及效率最高。該研究對(duì)此類油藏合理開發(fā)具有一定的借鑒意義。

    裂縫;稠油;注采方式;物理模擬;數(shù)值模擬;渤海油田

    1 地質(zhì)概況

    目標(biāo)油田位于渤海東部海域,平均水深為29.9 m。研究區(qū)為中生界花崗巖侵入體,油藏為塊狀油藏,儲(chǔ)量超過1×108m3。原油地下黏度為104~205 mPa·s,基質(zhì)滲透率極低,平均為1.26×10-3μm2;裂縫滲透率試井解釋為69.00×10-3~298.00×10-3μm2,裂縫儲(chǔ)量與總儲(chǔ)量之比平均為17.5%。由于目標(biāo)油田存在稠油、裂縫、花崗巖基質(zhì)及位于海上等特點(diǎn),使其開發(fā)面臨極大挑戰(zhàn)[1-3]。

    2 大尺度物理模型建立

    2.1 模型制作所需材料

    選取的滲流介質(zhì)物性與實(shí)際油藏相似,巖塊粘連及模型密封采用環(huán)氧樹脂材料,采用外徑為6 mm、內(nèi)徑為4 mm的聚氯乙烯透明管材模擬裸眼井筒,挑選的天然巖石露頭經(jīng)過去粗取精處理后,加工成為7 000塊5 cm×5 cm×5 cm的正方體巖塊。

    2.2 模型建立過程

    ①對(duì)加工好的正方體巖塊進(jìn)行排列和粘連。如圖1所示,按照儲(chǔ)層實(shí)際裂縫密度與裂縫方向?qū)φ襟w的6個(gè)面進(jìn)行粘連處理,如果2塊巖塊間沒有裂縫則用環(huán)氧樹脂粘連,如果存在裂縫則采用一定粒徑的玻璃珠填充而不粘連;②預(yù)先設(shè)計(jì)好井位,對(duì)需要打井的巖塊先鉆孔,再粘連;③粘連完畢后,用環(huán)氧樹脂膠對(duì)模型外表面進(jìn)行密封,等膠徹底凝固后,再密封一層,如此反復(fù)共密封3層,目的是保證模型外表耐壓性,以免在實(shí)驗(yàn)過程中損壞;④密封完成后,在指定位置打飽和孔,并連接飽和管線;⑤確定管線與模型密封性能良好,無漏氣、漏液現(xiàn)象,模型制作完畢。該模型尺寸為1.0 m×1.0 m×0.5 m,井筒半徑為0.3 cm,最終粘連了4 851個(gè)巖塊。

    圖1 大尺度物理模型

    3 合理布井方式物理模擬研究

    3.1 水平井立體注采井網(wǎng)

    模型的井網(wǎng)單元中有1口水平注水井、2口水平采油井,采油井位置不變,注水井位置不斷發(fā)生變化,分別為中部注水、中底注水、側(cè)中注水、側(cè)底注水。如圖2所示,紅色O1、O2井為生產(chǎn)井,藍(lán)色W1、W2、W3、W4井為注水井。

    圖2 水平井立體注采井網(wǎng)示意圖

    實(shí)驗(yàn)前應(yīng)用相似準(zhǔn)則將實(shí)際油藏參數(shù)及開發(fā)制度轉(zhuǎn)化為模型參數(shù),其中模型注采壓差為0.3 MPa,注水井最大注入速度為50 mL/min,對(duì)應(yīng)實(shí)際油藏中的最大產(chǎn)液量為500 m3/d;生產(chǎn)井最大采液速度為25 mL/min,對(duì)應(yīng)實(shí)際油藏中最大注入上限為1 000 m3/d,經(jīng)過30 h(對(duì)應(yīng)實(shí)際開采時(shí)間為30 a),不同布井方式下開發(fā)效果如表1所示。對(duì)比4種不同布井方式下的開發(fā)效果,目標(biāo)油田油水黏度比高達(dá)270,較大的油水黏度比導(dǎo)致油水滲流阻力差較大,水極易通過主流線裂縫竄進(jìn),致使無水采油期較短,無水采油量較低,大部分原油均在高含水期采出。4種井網(wǎng)的無水期采油量由小到大依次為:側(cè)中注水、中部注水、側(cè)底注水、中底注水。側(cè)中注水與側(cè)底注水布井方式下,由于O1井距離注水井過近,見水較早。

    表1 不同注水井位開發(fā)效果對(duì)比

    隨著開發(fā)的進(jìn)行,油藏整體滲流阻力明顯下降[4-6],各井很快轉(zhuǎn)為定液量生產(chǎn),在相同的注采液量條件下,井距越大,水上升速度越低,產(chǎn)油速度相對(duì)較大。開發(fā)后期,中底注水的O1、O2井以及側(cè)底注水的O2井均保持了較高的產(chǎn)油速度。投產(chǎn)30 h后累計(jì)產(chǎn)油量由小到大依次為:側(cè)中注水、中部注水、中底注水、側(cè)底注水。由物理模擬可知,水平井側(cè)底注水開發(fā)效果最佳,開采30 a時(shí)采出程度約為11.3%。

    3.2 水平井定向井混合立體注采井網(wǎng)

    模型的井網(wǎng)單元中有1口定向注水井、2口水平采油井,采油井位置不變,注水井位置及注水層位不斷發(fā)生變化,分別為定向井正對(duì)全井段注水、定向井交錯(cuò)全井段注水、定向井交錯(cuò)底部注水。如圖3所示,其中紅色O1、O2井為生產(chǎn)井,藍(lán)色W1、W2、W3井為注水井。

    圖3 水平井定向井立體注采井網(wǎng)示意圖

    通過改變注水井位置及注水層位,進(jìn)行了3組驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。生產(chǎn)制度均為定壓生產(chǎn),注采壓差為0.3 MPa,設(shè)置注水井最大注入速度為50 mL/min,設(shè)置生產(chǎn)井最大采液速度為25 mL/min。

    通過模擬發(fā)現(xiàn),由于油水井間距較小,定向井正對(duì)注水開發(fā)效果明顯低于定向井交錯(cuò)注水,因此,最終對(duì)比定向井交錯(cuò)底部注水、定向井交錯(cuò)全井段注水與水平井側(cè)底注水3個(gè)方案的開發(fā)效果,發(fā)現(xiàn)底部注水可有效利用重力分異作用,延緩含水上升速度。

    如表2所示,模擬實(shí)驗(yàn)時(shí)間為20 h,水平井側(cè)底注水采出程度比定向井交錯(cuò)注水高1.2個(gè)百分點(diǎn),表明底部注水可以有效延緩水淹速度,提高波及體積,從而有效提高采收率。由于定向井方案開發(fā)效果均遠(yuǎn)不如水平井側(cè)底注水,海上油田開發(fā)還受到平臺(tái)規(guī)模的影響,為達(dá)到少井高產(chǎn)的目的,故采用水平井側(cè)底注水井網(wǎng)作為最佳布井方式。

    表2 不同注采井網(wǎng)方式開發(fā)效果對(duì)比

    4 合理布井方式數(shù)值模擬研究

    以目標(biāo)油田實(shí)際地質(zhì)模型為基礎(chǔ),設(shè)計(jì)了中底注頂采、側(cè)底注頂采、頂注頂采和中注中采等4種注采布井方式。由于物理模擬結(jié)果中水平井注水開發(fā)效果明顯優(yōu)于定向井注水開發(fā)效果,因此, 4種布井方式均采用水平井,其中注水井為5口,采油井為15口。各井最大產(chǎn)液量設(shè)定為500 m3/d,最大注入上限為1 000 m3/d,通過注采平衡控制各井產(chǎn)量,模擬開發(fā)20 a,模擬結(jié)果如表3所示。

    表3 不同布井方式數(shù)值模擬結(jié)果

    由表3可知,側(cè)底注頂采方案的累計(jì)產(chǎn)油量為370×104m3,綜合含水為94.1%,波及效率最高,開發(fā)效果最優(yōu),與物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果吻合,最終推薦目標(biāo)油田采用側(cè)底部注水頂部采油的開發(fā)方式。頂注頂采及中注中采開發(fā)效果較差主要原因在于油藏中下部儲(chǔ)量較難波及,動(dòng)用程度較低,中底注頂采油布井方式開發(fā)效果較差的主要原因?yàn)槠渥⒉删當(dāng)?shù)比為1∶1,相同注入量下,中底注頂采布井方式下的采油井含水上升相對(duì)更快。通過數(shù)值模擬與物理模擬方法共同印證了水平井側(cè)底注頂采的布井方式為目標(biāo)油田合理的布井方式,為該油田合理經(jīng)濟(jì)開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

    5 結(jié) 論

    (1) 由于目標(biāo)油田為世界罕有的裂縫性稠油油藏,開發(fā)難度大,可借鑒的成功開發(fā)經(jīng)驗(yàn)少,為合理開發(fā)該油田,制訂了物理模擬篩選、數(shù)值模擬印證的布井方式確定方法。

    (2) 通過物理模擬發(fā)現(xiàn),大部分原油均在高含水期采出,當(dāng)采用水平井注水時(shí),開發(fā)效果由小到大依次為側(cè)中注水、中部注水、中底注水、側(cè)底注水。

    (3) 采用定向井注水開發(fā)效果明顯不如水平井注水,在不同布井方式中以側(cè)底注頂采布井方式開發(fā)效果最優(yōu)。

    (4) 數(shù)值模擬結(jié)果發(fā)現(xiàn),側(cè)底注頂采布井方式波及效率最高,油井平均含水上升速度較低,開發(fā)效果最優(yōu),同時(shí)印證了物理模擬的結(jié)果。

    [1] 趙向宏. 水驅(qū)小油藏合理采液速度、合理井網(wǎng)密度及布井方式研究[J]. 石油勘探與開發(fā),1994,21(1):75-79.

    [2] 袁士義,冉啟全,胡永樂,等. 火成巖裂縫性稠油油藏有效開發(fā)方式[J]. 石油學(xué)報(bào),2005,26(4):63-68.

    [3] 李競好. 塔河油田奧陶系潛山油藏油水關(guān)系分析[J]. 天然氣地球科學(xué),2009,29(1):425-428.

    [4] SAMIR M. Role of steam injection pressure to achieve successful cyclic steam[C]. SPE127848,2010:1-14.

    [5] 鄭浩,蘇彥春,張迎春,等.裂縫性油藏滲流特征及驅(qū)替機(jī)理數(shù)值模擬研究[J].油氣地質(zhì)與采收率,2014,21(4):79-83.

    [6] 方思冬,程林松,李彩云,等. 應(yīng)力敏感油藏多角度裂縫壓裂水平井產(chǎn)量模型[J].東北石油大學(xué)學(xué)報(bào),2015,39(1):87-94.

    編輯 劉 巍

    10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.024

    20160229;改回日期:20160720

    中海石油(中國)有限公司重大專項(xiàng)課題“海上稠油熱采開發(fā)方案設(shè)計(jì)方法及關(guān)鍵技術(shù)研究”(2013-YXZHKY-013)

    李南(1986-),男,工程師,2008年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)數(shù)學(xué)專業(yè),2013年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)油氣田開發(fā)專業(yè),獲博士學(xué)位,現(xiàn)從事油氣田開發(fā)方面的科研工作。

    TE324

    A

    1006-6535(2016)05-0100-03

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