薩中油田超短半徑水平井潛力井層的判定方法探討

金賢鎬 (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠,黑龍江大慶 163001)

薩中油田超短半徑水平井潛力井層的判定方法探討

金賢鎬 (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠,黑龍江大慶 163001)

結(jié)合數(shù)值模擬研究成果和實際開發(fā)狀況分析結(jié)果,以剩余油分布規(guī)律研究為基礎(chǔ),充分考慮油層砂體的發(fā)育及規(guī)模狀況、開發(fā)井網(wǎng)的注采關(guān)系完善程度及油層的整體經(jīng)濟效益等因素,確定超短半徑水平井潛力井層的判定原則。應(yīng)用數(shù)值模擬軟件和多元回歸分析得到了計算注水正韻律油層10年累積產(chǎn)油量的多元相關(guān)公式,并對水平井10年累產(chǎn)油影響因素進行敏感性分析,確定了有效厚度、油水井距、剩余油飽和度、無因次距頂厚度等各參數(shù)的界限。實施的2口側(cè)鉆短半徑水平井均獲得較好的開采效果,綜合含水下降幅度超過20%,32mon生產(chǎn)期累計增油1600t。

薩中油田;超短半徑水平井;潛力井層

油田進入高含水后期階段,開發(fā)形勢日趨嚴(yán)重。一方面,隨著油田的持續(xù)開發(fā)和老油區(qū)作業(yè)頻繁等原因使油水井井況日趨惡化,加上油藏的非均質(zhì)性,嚴(yán)重影響油田采收率的提高[1];另一方面,剩余油亟待開發(fā)挖潛,以保證油田的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。對油層剩余油的挖潛,普遍采取選擇射孔、深度調(diào)剖、定位壓襲等技術(shù)。然而這些措施僅是改善油層近井地帶的滲流條件,對較厚油層頂部剩余油挖潛總體效益仍有一定的局限性。開窗側(cè)鉆水平井技術(shù)可以有效地解決底水油藏的水錐問題。與直井及水平井比較,側(cè)鉆水平井經(jīng)濟可采儲量下限低,對于剩余油儲量垂向疊置性差且分布于單一儲層內(nèi)剩余可采儲量挖潛有較強的適應(yīng)性,有利于充分控制和動用剩余油,提高采收率[2],并且這項技術(shù)可以充分利用大部分套損報廢井和高關(guān)井,提高油田開發(fā)的最大效益化。截止到2011年底,薩中油田共發(fā)現(xiàn)套損井比例達到采油井總數(shù)的10%以上;高含水井比例達到采油井總數(shù)的30%以上,后期可以考慮利用這些井點在套管內(nèi)開窗側(cè)鉆打水平井挖掘未動用的剩余油,既可以充分利用現(xiàn)有資源降低成本,又達到了開發(fā)剩余油的目的,最大限度的提高油田的開發(fā)效益。

1 細分類型確定超短半徑水平井潛力

1)現(xiàn)井網(wǎng)調(diào)整挖潛難度大的剩余油,可根據(jù)開發(fā)井點的狀況適時采用側(cè)鉆短半徑水平井挖潛。注水砂巖油田經(jīng)過多年開發(fā)調(diào)整大都進入了高含水中后期開采,以正韻律油層發(fā)育為主的油田,剩余油縱向上集中分布在油層頂部。對一個正韻律油層 ,用垂直井生產(chǎn)到經(jīng)濟廢棄后,改用側(cè)鉆水平井開采油層頂部剩余油,獲得較好的經(jīng)濟利潤[3]。

薩中開發(fā)區(qū)在目前水驅(qū)開發(fā)條件下,薩爾圖和葡萄花2組油層綜合含水達到92%以上,采出程度達到35%以上。但由于油層發(fā)育類型較多,油層發(fā)育狀況復(fù)雜,平面上油層動用狀況差異也較大,總體來說,開采條件大體相同的情況下油層均質(zhì)性越差剩余油分布比例越高。區(qū)塊SⅡ21小層均質(zhì)性差于SⅡ22(見圖1、2),SⅡ21小層采出程度為21%,SⅡ22小層采出程度為32%,存在較大差異。同時,枝狀、坨狀發(fā)育的油層在現(xiàn)井網(wǎng)控制程度相對較低,層內(nèi)的滲透率差異較大,油層韻律段的底部顆粒較粗、滲透率高,頂部顆粒較細,滲透率低,水淹層解釋結(jié)果也表明油層上部的水淹程度較低,存在相對較多的剩余油 (見圖3)。這種類型剩余油均可以根據(jù)開發(fā)井點的含水狀況、井筒狀況采取側(cè)鉆水平井的開發(fā)技術(shù)進一步挖潛。

圖1 SⅡ21小層沉積相分布圖

圖2 SⅡ22小層沉積相分布圖

2)現(xiàn)開發(fā)井網(wǎng)條件下,采油井點和注水井點均存在動用差的油層,剩余油相對富集,可采用側(cè)鉆短半徑水平井挖潛。雖然注水井周圍動用狀況好于采油井,但針對于射孔情況和油層發(fā)育狀況原因,注水井和采油井點周圍均存在剩余油。采油井#1是1986年投產(chǎn)的一次加密調(diào)整井,注水井#2是1999年投產(chǎn)的二次加密調(diào)整井,區(qū)塊2009年的新井水淹解釋表明#1和#2井點附近的坨狀厚砂體頂部及變差部位均仍存在一定量的剩余油分布 (見圖4)。根據(jù)層系調(diào)整利用情況和單井井況考慮采用側(cè)鉆短半徑水平井進行挖潛。

結(jié)合數(shù)值模擬和經(jīng)濟效益評價結(jié)果,確定不同井別井點超短半徑水平井篩選原則:①注水井潛力。一是油層發(fā)育有效厚度大于3.0m,低、未水淹厚度大于1.5m;二是油層頂部發(fā)育3.2m以上穩(wěn)定泥巖隔層或泥砂薄互層 (薄砂層的標(biāo)準(zhǔn)按照區(qū)域油層動用狀況和發(fā)育穩(wěn)定性確定;三是油層不射孔,且井點300m范圍內(nèi)無采出井點射孔或采出井點射孔油層有效厚度小于1.0m為短半徑水平井潛力井層;四是潛力層位單井控制地質(zhì)儲量大于1.5×104t;五是單井累積采油達到1000t以上,含水降幅達到20%以上。②油井潛力。一是油層發(fā)育有效厚度大于2.5m,低、未水淹厚度大于1.0m;二是油層頂部發(fā)育3.0m以上穩(wěn)定泥巖隔層或泥砂薄互層 (薄砂層的標(biāo)準(zhǔn)按照區(qū)域油層動用狀況和發(fā)育穩(wěn)定性確定);三是油層沒射孔,且井點150m范圍內(nèi)無其他采出井點射孔為短半徑水平井潛力井層;四是油層射孔,且井點300m范圍內(nèi)注采連通小于等于兩向一類連通為短半徑水平井潛力井層;五是潛力層位單井控制地質(zhì)儲量大于1.3×104t;六是單井累積采油達到800t以上,含水降幅達到15%以上。

圖3 新井SⅡ2油層水淹解釋結(jié)果剖面圖

2 配合油田高含水期不同開發(fā)方式的超短半徑水平井潛力

隨著二次開發(fā)進程的開展,薩中井網(wǎng)密度也逐漸增加到200口/km2左右,層系開發(fā)劃分清晰、砂體的認識程度越來越準(zhǔn)確,油層的開發(fā)動用狀況也逐步提高,但針對于窄小的坨狀和條帶狀砂體來說,水驅(qū)開發(fā)層系井網(wǎng)注采控制程度低,僅依靠自身層系的挖潛調(diào)整是無法較好改善其動用效果,如利用高含水井點或套損井點的有利層位側(cè)鉆超短半徑水平井,可以有效提高油層控制程度、增加泄油面積,提高油層采收率。

圖4 采油井和注水井附近油層剩余油分布圖

目前二類油層化學(xué)驅(qū)開發(fā)進入規(guī)?；茝V階段,二類油層發(fā)育狀況比較復(fù)雜,發(fā)育類型也比較多,開發(fā)過程中油層頂部動用狀況相對較低,如果非二類油層井點井況符合側(cè)鉆超短半徑水平井條件時,同時井點位置合適可考慮配合二類油層開發(fā)層系挖潛厚油層頂部剩余油。

3 超短半徑水平井各項影響因素

應(yīng)用數(shù)值模擬軟件對多個方案進行計算,將數(shù)模計算結(jié)果進行相關(guān)公式的多元回歸分析,得到如下計算注水正韻律油層10年累積產(chǎn)油量的多元相關(guān)公式:

式中,Np10為水平井10年累產(chǎn)油,104t;h為油層有效厚度,m;hp為水平井距油層頂面高度,m;D為注采井距,m;K為油層滲透率,m D;Soi為剩余含油飽和度;I為完善程度。

應(yīng)用此回歸公式,進行水平井10年累產(chǎn)油影響因素進行敏感性分析,變化幅度均為±30%,±20%,±10%,從圖5可以看出,對短半徑水平井10年累產(chǎn)油量最重要的參數(shù)是剩余油飽和度,其次是井距、有效厚度和水平井距頂距離,三者的敏感程度基本接近,變化趨勢為井距、有效厚度越大,短半徑水平井10年累積產(chǎn)油量越高,水平井距頂距離越小,短半徑水平井10年累積產(chǎn)量越低。在參數(shù)范圍之內(nèi),水平井的產(chǎn)量與三者近似線性關(guān)系。相對而言,滲透率和完善程度對10年累積產(chǎn)油量的影響較小。

圖5 短半徑水平井10年累產(chǎn)油影響因素敏感性分析

根據(jù)短半徑水平井10年累積產(chǎn)油量回歸公式,結(jié)合10年期經(jīng)濟極限累產(chǎn)油,可確定有效厚度、油水井距、剩余油飽和度、無因次距頂厚度等各參數(shù)的界限。確定各界限指標(biāo)時,取平均滲透率為500m D,完善程度為50%,及周圍有2口注水井,由敏感性分析可知,當(dāng)滲透率高于500m D時,相應(yīng)的有效厚度、剩余油飽和度和井距界限值應(yīng)略高于圖中確定的界限;當(dāng)完善程度高于50%時,相應(yīng)的有效厚度、剩余油飽和度和井距界限值應(yīng)略低于圖中確定的界限。相同無因次距頂厚度和井距條件下,有效厚度越大,剩余油飽和度下限值越小;相同無因次距頂厚度和有效厚度條件下,井距越大,剩余油飽和度下限值越小;相同井距和有效厚度條件下,無因次距頂厚度界限值越大,即允許短半徑水平井在距頂較大距離處側(cè)鉆。

4 結(jié)合區(qū)塊實際開發(fā)狀況確定潛力井位及層位

數(shù)值模擬區(qū)塊面積2.87km2,根據(jù)判定原則,超短半徑水平井效果的主要影響因素為剩余油飽和度、油水井距、距頂位置和有效厚度,根據(jù)建立的技術(shù)界限指標(biāo),篩選出研究區(qū)適合側(cè)鉆的油井4口,水井5口,如表1和表2所示。

表1 模擬區(qū)短半徑水平井井層篩選表 (采油井)

表2 模擬區(qū)短半徑水平井井層篩選表 (注水井)

圖5 側(cè)鉆短半徑水平軌跡示意圖

薩中開發(fā)區(qū)實際實施2口超短半徑水平井#1和#2,結(jié)合地質(zhì)特征,水平段長度設(shè)計為20m,垂向上為了使水平井注水受效均勻,水平段位置在儲集層中部(見圖5),水平井井段方向沿油層發(fā)育方向為主,同時考慮盡量垂直與注采井點的連線,擴大波及體積。

#1側(cè)鉆短半徑水平井后,投產(chǎn)穩(wěn)定后日產(chǎn)液11t,日產(chǎn)油5.28t,含水52%,與未側(cè)鉆前對比下降了40%(見圖6),32mon生產(chǎn)期累計產(chǎn)油1894t,增油1600t以上,獲得了較好的開發(fā)效果。#2側(cè)鉆短半徑水平井后,投產(chǎn)穩(wěn)定后日產(chǎn)液5.72t,日產(chǎn)油0.69t,含水88%,13mon生產(chǎn)期累計產(chǎn)油367t,含水呈下降趨勢(見圖7)。在油價60美元/桶條件下,已獲得經(jīng)濟效益167.67萬元,投入產(chǎn)出比1∶2.1。

5 結(jié)論

1)油田高含水后期可根據(jù)油層剩余油分布狀況適機實施側(cè)鉆超短半徑水平井挖潛,在一定程度上能夠改善油層的開發(fā)效果,提高油田整體經(jīng)濟效益。

2)根據(jù)油層剩余油分布狀況,側(cè)鉆超短半徑水平井潛力可細化為分井類挖潛潛力,可配合不同開發(fā)層系挖潛厚油層頂部剩余油潛力。

3)采用超短半徑水平井的篩選條件,根據(jù)剩余油飽和度、有效厚度、油水井距和無因次距頂厚度判定界限,可以確定區(qū)塊超短半徑水平井的潛力井、層。

圖7 #2開采曲線

[1]夏宏南,王小建,楊明合,等.加快側(cè)鉆中短半徑水平井技術(shù)的研究與應(yīng)用[J].西部礦業(yè)工程,2005(4):83-84.

[2]孫立柱,何海峰,劉英.利用側(cè)鉆水平井提高高含水油藏采收率[J].吐哈油氣,2009(4):377-378.

[3]俞啟泰,謝緒權(quán),羅洪,等.側(cè)鉆水平井開采正韻律油層頂部剩余油可行性評價公式[J].石油勘探與開發(fā),2001(3):60-62.

[編輯] 李夢霞

TE243

A

1673-1409(2014)20-0041-05

2014-03-10

金賢鎬(1973-),男,高級工程師,現(xiàn)主要從事油藏工程方面的研究工作。