瑪18井區(qū)低滲透異常高壓油藏開發(fā)參數(shù)研究

孔垂顯

( 中國(guó)石油新疆油田分公司， 新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

低滲異常高壓砂礫巖儲(chǔ)層主要分布在中國(guó)新疆地區(qū)。與常規(guī)油藏相比，低滲異常高壓砂礫巖油藏埋藏較深、地層壓力高，具有非常復(fù)雜和特殊的地質(zhì)和開發(fā)特征[1-3]：初期產(chǎn)量大，遞減快，沒有穩(wěn)產(chǎn)期，產(chǎn)能受滲透率、壓力敏感性及啟動(dòng)壓力梯度的影響較大[4-5]；初期注水比較困難[6]。因此，確定合理的開發(fā)方式、使用合理的井網(wǎng)、井距及采用合理的生產(chǎn)參數(shù)確保最佳的開發(fā)效果是該類油藏開發(fā)的關(guān)鍵[7-10]。以艾湖油田瑪18井區(qū)低滲異常高壓砂礫巖油藏的地質(zhì)特征為基礎(chǔ)，結(jié)合油井生產(chǎn)實(shí)際，利用油藏工程和數(shù)值模擬方法對(duì)該井區(qū)的能量利用方式、能量補(bǔ)充方式、開發(fā)井網(wǎng)、井距、生產(chǎn)參數(shù)等進(jìn)行優(yōu)化，明確瑪18井區(qū)百口泉組油藏的合理開發(fā)技術(shù)，為該類油藏高效開發(fā)提供理論基礎(chǔ)。

1 油藏概況

瑪湖凹陷西斜坡區(qū)艾湖油田瑪18井區(qū)位于新疆維吾爾自治區(qū)和布克賽爾蒙古自治縣境內(nèi)?，?8井區(qū)為東南傾的單斜構(gòu)造，含油層系為三疊系百口泉組T1b1和T1b2。該井區(qū)百口泉組為湖侵退積扇三角洲前緣水下分流河道沉積，垂向上砂體相對(duì)分散，砂體厚度穩(wěn)定，連通性好；平面上2組斷裂相互切割形成多個(gè)斷塊，為受斷裂控制的巖性-構(gòu)造油藏。油藏中深為3 753～3 925 m，原始地層壓力系數(shù)為1.42～1.70，為異常高壓、低飽和油藏。T1b2和T1b1油層間隔層發(fā)育且穩(wěn)定，巖性為泥巖，厚度為1.0～8.7 m，同時(shí)發(fā)育巖性?shī)A層。油藏含油面積為84.5 km2，T1b1和T1b2原始含油飽和度分別為56%、52%；石油地質(zhì)儲(chǔ)量為5 666.05×104t；T1b1和T1b2原始地層壓力分別為65.30、59.82 MPa；T1b1和T1b2地層溫度分別為92.4、91.3 ℃；T1b1和T1b2地層原油飽和壓力分別為25.41、28.81 MPa；原油地下黏度分別為0.44、0.43 mPa·s。T1b1儲(chǔ)層平均孔隙度為9.89%，平均滲透率為5.57×10-3μm2；T1b2儲(chǔ)層平均孔隙度為9.00%、平均滲透率為1.78×10-3μm2，屬特低孔隙、特低滲透性的儲(chǔ)集層。瑪18井區(qū)T1b1和T1b2油層跨度大、層間物性差異大、地層壓力差異明顯；不同油層產(chǎn)量變化大，T1b1試油期間日產(chǎn)油為6.02～43.49 t/d，T1b2試油期間日產(chǎn)油為2.68～15.18 t/d。綜合分析認(rèn)為，對(duì)2套層系采用分層開發(fā)方式，即T1b1作為主力開發(fā)層，T1b2作為接替開發(fā)層。

瑪18井區(qū)采用直井開發(fā)，油井投產(chǎn)需經(jīng)壓裂改造；T1b1層生產(chǎn)能力好于T1b2層；斷塊間產(chǎn)量差異大；產(chǎn)量遞減快，壓力下降快，氣油比變化不大；油井產(chǎn)量主要受油層厚度、儲(chǔ)層物性及改造規(guī)模的影響。目前，瑪18井區(qū)處于開發(fā)早期階段，對(duì)油藏整體開發(fā)技術(shù)參數(shù)缺乏系統(tǒng)論證，亟待解決開發(fā)此類低滲異常高壓油藏開發(fā)方案設(shè)計(jì)的關(guān)鍵參數(shù)，如開發(fā)方式、井網(wǎng)、井距及注采參數(shù)等。

2 開發(fā)方式優(yōu)選

瑪18井區(qū)為低飽和異常高壓油藏，其地飽壓差大，巖石和流體的彈性能量大，儲(chǔ)層具有中等的非均質(zhì)性、鹽敏性和應(yīng)力敏感性。為充分利用地層能量最大限度提高采收率，運(yùn)用溶解氣驅(qū)采收率預(yù)測(cè)公式、俞啟泰及陳元千水驅(qū)采收率預(yù)測(cè)公式[11-14]，對(duì)此異常高壓油藏的開發(fā)方式進(jìn)行預(yù)測(cè)。計(jì)算結(jié)果表明，T1b1和T1b2層水驅(qū)采收率比“彈性+溶解氣驅(qū)”采收率分別高10.66、7.74個(gè)百分點(diǎn)(表1)。此外，由于油藏初期地層壓力高，注水難度大，為了降低注水成本，建議油藏初期采用衰竭式開采方式，當(dāng)?shù)貙訅毫档椭溜柡蛪毫σ韵聲r(shí)，在合適的時(shí)機(jī)選擇注水開發(fā)，進(jìn)一步提高采收率。

表1 瑪18井區(qū)井百口泉組油藏天然能量采收率計(jì)算

3 油藏?cái)?shù)值模擬研究

3.1 油藏?cái)?shù)值模型建立

結(jié)合瑪18井區(qū)的T1b2和T1b1層典型地質(zhì)特征參數(shù)和開發(fā)現(xiàn)狀，選取面積為1 200 m×1 200 m，垂向厚度為25 m的區(qū)域作為研究工區(qū)，建立X×Y×Z=1 200 m×1 200 m×25 m的網(wǎng)狀地層格架模型。X方向上的長(zhǎng)度為25 m，共41個(gè)網(wǎng)格；為了考慮壓裂情況，沿Y方向均以油井為中心，向兩側(cè)按1∶2∶4∶8……的比例進(jìn)行局部加密，共97個(gè)網(wǎng)格；Z方向上網(wǎng)格長(zhǎng)度均為5 m，共5層、共20 000個(gè)網(wǎng)格。將瑪18井區(qū)的構(gòu)造和屬性模型導(dǎo)入Eclipse軟件，建立數(shù)值模擬模型，為生產(chǎn)動(dòng)態(tài)研究提供依據(jù)。此外，模擬涉及的流體PVT參數(shù)、相滲曲線及毛管壓力曲線等采用現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際巖心測(cè)試值。

3.2 井網(wǎng)形式優(yōu)選

鑒于瑪18井區(qū)地層壓力系數(shù)高，開發(fā)早期先采用衰竭式開發(fā)，再選擇合適的時(shí)機(jī)注水補(bǔ)充地層能量，開發(fā)井網(wǎng)主要考慮滿足早期大規(guī)模壓裂投產(chǎn)及后期油藏能量補(bǔ)充需求[15]。由上述靜態(tài)模型為基礎(chǔ)，建立瑪18井區(qū)菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)、正方形井網(wǎng)和矩形五點(diǎn)井網(wǎng)的數(shù)值模型(圖1)。

圖1 不同井網(wǎng)形布井方式

模擬不同井網(wǎng)20 a后的結(jié)果表明：從采出程度上來(lái)看，3種井網(wǎng)的采收率相差不大，采收率為24%～25%。從含水率上來(lái)看，在前期菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)明顯低于正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)和矩形五點(diǎn)井網(wǎng)；后期注入水突破后，由于菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)排距較小，含水上升較快，菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)的含水率為95.00%，高于反九點(diǎn)井網(wǎng)的含水率87.52%，但其含水率始終低于矩形五點(diǎn)井網(wǎng)97.50%。3種井網(wǎng)的數(shù)值模擬結(jié)果表明，相同時(shí)間段內(nèi)，菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)的驅(qū)替效果好，油井見水時(shí)間晚，無(wú)水采油期長(zhǎng)，采出程度較高，推薦采用此井網(wǎng)形式。

3.3 合理注采井距

根據(jù)采油速度法、儲(chǔ)量豐度法、非線性滲流藏工程方法[16-21]，計(jì)算瑪18井區(qū)的合理井距。同時(shí)在瑪18井區(qū)靜態(tài)模型上，分別建立250、300、350 m的菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)進(jìn)行數(shù)值模擬研究。數(shù)值模擬結(jié)果表明，從采出程度上來(lái)看，井距越小，采收率越高；從含水率上來(lái)看，300 m與350 m井距均有較長(zhǎng)的無(wú)水采油期。井距過小導(dǎo)致含水上升過快，井距過大導(dǎo)致采出程度較低，確定合理井距為300 m。數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果和油藏工程方法計(jì)算結(jié)果有較好的匹配性(表2)。

表2 不同方法計(jì)算的井距

4 油藏工程優(yōu)化

在油藏?cái)?shù)值模擬的基礎(chǔ)上，以前述開發(fā)方式和優(yōu)化井網(wǎng)、井距建立數(shù)值模型，采用單變量法對(duì)注水時(shí)機(jī)、上返時(shí)間、配產(chǎn)、注采比等影響異常高壓油藏開發(fā)的關(guān)鍵生產(chǎn)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化研究。

4.1 合理注水時(shí)機(jī)

據(jù)瑪18井區(qū)的應(yīng)力敏感測(cè)試結(jié)果可知，注水時(shí)機(jī)應(yīng)早于研究區(qū)的臨界壓力系數(shù)1.25。從采出程度來(lái)看，注水時(shí)機(jī)在地層壓力系數(shù)為1.3和1.6時(shí)，采出程度基本一樣。從含水率來(lái)看，對(duì)比地層壓力系數(shù)為1.3時(shí)，注水偏早(地層壓力系數(shù)為1.6注水)，將會(huì)縮短無(wú)水采油期，前期含水率較高；注水偏晚(地層壓力系數(shù)為1.0注水)，無(wú)水采油期大致一樣，但在相同采出程度下，含水率偏高。因此，合理注水時(shí)機(jī)選擇為地層壓力系數(shù)降為1.3時(shí)(對(duì)應(yīng)地層壓力50 MPa)進(jìn)行注水，有較高的采出程度、較長(zhǎng)的無(wú)水采油期和較低的含水率(圖2、3)。

4.2 合理上返時(shí)機(jī)

瑪18井區(qū)由于油藏埋藏深、油層跨度大、層間物性差異大、壓力差異明顯、單層有效厚度薄，為了有效開發(fā)可將T1b1作為主力開發(fā)層，T1b2作為接替進(jìn)行開發(fā)。設(shè)計(jì)方案分別是第9、12、15 a進(jìn)行上返的3個(gè)方案，模擬結(jié)果見圖4和圖5。

圖2 不同壓力系數(shù)注水開發(fā)采出程度與時(shí)間關(guān)系

圖3 不同壓力系數(shù)注水開發(fā)含水率與時(shí)間關(guān)系

圖4采出程度、日產(chǎn)油量與生產(chǎn)時(shí)間關(guān)系

圖5含水率與生產(chǎn)時(shí)間關(guān)系

上返后日產(chǎn)油量增加，采油速度明顯提高，但不同上返時(shí)機(jī)最終采出程度有差異，從第9 a開始上返的最終采出程度為26.07%，從第15 a上返的最終采出程度為26.88%，均低于在第12 a上返的采出程度26.98%。從含水率上來(lái)看，上返時(shí)間越晚，模擬生產(chǎn)20 a含水率越低。綜合考慮第12 a開始上返采出程度較高、可獲得較好的開發(fā)效果，因此,建議在第12 a開始上返。

4.3 合理配產(chǎn)研究

單井產(chǎn)量分別為8、9.5、11 t/d的模擬結(jié)果見表3。從采出程度上來(lái)看，當(dāng)日產(chǎn)油量為11 t/d時(shí)，前期采油速度較快且采出程度較高，但最終采出程度為23.21%；當(dāng)日產(chǎn)油量為8 t/d時(shí)，前期采油速度較慢且采出程度明顯偏低，最終采出程度為20.38%；當(dāng)日產(chǎn)油量為9.5 t/d時(shí)，前期采油速度較快且采出程度最高，最終采出程度為24.52%。從含水率上來(lái)看，日產(chǎn)油量越大，含水率越高。當(dāng)日產(chǎn)油量為9.5 t/d時(shí)，有較高的最終采出程度，并且含水上升趨勢(shì)得到一定的抑制，綜合分析其為合理產(chǎn)量。

表3 菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)不同采油量開發(fā)指標(biāo)對(duì)比

4.4 合理注采比

注采比是表征油田注水開發(fā)過程中注采平衡狀況，反映產(chǎn)液量、注水量與地層壓力之間關(guān)系的一個(gè)綜合性指標(biāo)[22]。注采比過大，導(dǎo)致注入量增大，地層平均壓力上升，造成注水困難，從而使單井注水量逐漸減小，影響水驅(qū)開發(fā)效果；注采比過小，地層虧空嚴(yán)重，由于低滲透油藏儲(chǔ)層巖石存在應(yīng)力敏感性，導(dǎo)致儲(chǔ)層有效滲透率逐漸降低，進(jìn)一步影響單井產(chǎn)能。當(dāng)注采比在1.2時(shí)有一定維持地層壓力的能力，20 a后最終采出程度最高。

采油量按單井設(shè)計(jì)產(chǎn)能9.5t/d計(jì)算，考慮到菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)有轉(zhuǎn)成矩形五點(diǎn)法井網(wǎng)的可能，按菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)和矩形五點(diǎn)法井網(wǎng)計(jì)算在含水率10%時(shí)，給出不同注采比情況下注水量結(jié)果(表4)。

表4 不同注采比下注水井注入量計(jì)算

5 結(jié) 論

(1) 瑪18井區(qū)T1b1和T1b2層的地層壓力、物性及開采效果差異較大，建議采用分層開采方式，T1b1作為主力開發(fā)層系、T1b2作為接替層系。

(2) 瑪18井區(qū)為低滲異常高壓油藏，天然能量充足，建議前期采用衰竭式開采方式，當(dāng)壓力衰竭至50 MPa時(shí)，采用注水開采方式。

(3) 綜合油藏工程及數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果，相同時(shí)間段內(nèi)，菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)的驅(qū)替效果好，油井見水時(shí)間晚、無(wú)水采油期長(zhǎng)、采收率較高、合理井距為300 m。

(4) 采用數(shù)值模擬預(yù)測(cè)方法系統(tǒng)論證瑪18井區(qū)注采參數(shù)，確定合理注水時(shí)機(jī)為地層壓力系數(shù)降為1.3時(shí)進(jìn)行注水，建議在第12 a開始上返開采T1b2,設(shè)計(jì)產(chǎn)能為9.5 t/d，最優(yōu)的注采比為1.2，水驅(qū)采出程度24.52%。