鎮(zhèn)原油田長8油藏井網(wǎng)適應(yīng)性評價

毛飛躍,侯長冰劉一倉,吳澤民(中石油長慶油田分公司超低滲透油藏第四項目部,甘肅慶陽 745000)

鎮(zhèn)原油田長8油藏井網(wǎng)適應(yīng)性評價

毛飛躍,侯長冰劉一倉,吳澤民(中石油長慶油田分公司超低滲透油藏第四項目部,甘肅慶陽 745000)

鎮(zhèn)原油田長8油藏隨著開發(fā)階段的深入,原設(shè)計井網(wǎng)下油田開發(fā)各種矛盾逐步展現(xiàn),目前長8油藏暴露出的主要矛盾是含水上升與提高單井產(chǎn)能的矛盾。以鎮(zhèn)原油田主力區(qū)塊近年的開發(fā)動態(tài)特征為依據(jù),從井網(wǎng)與裂縫匹配性、見水、見效、遞減等分析了井網(wǎng)的適應(yīng)性,提出了鎮(zhèn)原油田長8油藏主力區(qū)塊井網(wǎng)調(diào)整的技術(shù)對策,包括排狀注水、開展精細(xì)油藏描述,局部加密調(diào)整,提高儲量動用程度、實(shí)施堵水調(diào)剖,改變水驅(qū)方向,提高注入水波及體積等。研究對鎮(zhèn)原油田井網(wǎng)調(diào)整及穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)有重要的指導(dǎo)作用。

低滲油田;井網(wǎng);開發(fā)效果;開發(fā)對策

鎮(zhèn)原油田長8油藏主要包括鎮(zhèn)53區(qū)塊、鎮(zhèn)218區(qū)塊和鎮(zhèn)221區(qū)塊,正式投入開發(fā)已有7年,目前井網(wǎng)的注水見效狀況、見水特征、地層能量狀況、遞減規(guī)律已明顯展現(xiàn),分析特低滲透油藏不同井網(wǎng)形式和井排距下的注水開發(fā)效果,研究特低滲注水開發(fā)油藏注水開發(fā)技術(shù)政策及見水、見效規(guī)律以及不同油藏類型和滲流單元下井網(wǎng)適應(yīng)性是油田穩(wěn)產(chǎn)的核心和關(guān)鍵[1]。

1 井網(wǎng)設(shè)計

井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)的主要研究方法沿用了特低滲透的研究方法,但在數(shù)值模擬技術(shù)和注采井距優(yōu)化方面創(chuàng)新了研究方法:①數(shù)值模擬技術(shù)考慮了壓力敏感,模擬結(jié)果更可靠;②過去注采井距的優(yōu)化僅考慮了滲透率的差異性,而超低滲透油藏注采井距的優(yōu)化在原基礎(chǔ)上同時考慮了啟動壓力梯度和壓力敏感對縱向動用程度(即單井產(chǎn)量)的影響。

1)井網(wǎng)形式 對五點(diǎn)法、反七點(diǎn)法、正方形反九點(diǎn)法和菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)進(jìn)行數(shù)值模擬研究得出:相同的采出程度,菱形反九點(diǎn)綜合含水率較低;相同的開采時間,菱形反九點(diǎn)的采出程度最高(見圖1、圖2),故鎮(zhèn)北油田長8油藏采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)開發(fā)。

圖1 不同井網(wǎng)含水率與采出程度關(guān)系圖

圖2 不同井網(wǎng)采油速度與時間關(guān)系圖

2)井排方向 同類油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)表明,注水井排方向平行于裂縫方向,使注入水垂直裂縫走向向采油井方向驅(qū)油,才能最大限度地提高波及體積,取得較好的開發(fā)效果。長8油藏最大主應(yīng)力及裂縫方位借用西峰油田長8油藏測試結(jié)果,確定為NE75°。

3)井距、井排確定 油藏的注采井連線為主流線,主流線中點(diǎn)處滲流速度最小,壓力梯度亦相應(yīng)最小,壓力梯度為:

式中,PH為注水井井底流壓,MPa;Pwf為采油井井底流壓,MPa;d為注采井距,m;rw為井筒半徑,m。

若要中點(diǎn)處的油流動,則驅(qū)動壓力梯度必須大于該點(diǎn)處的啟動壓力梯度λ,則可計算出給定注采壓差和油層滲透率條件下的極限注采井距,即:

低滲透油田排距的大小主要與低滲透油藏基質(zhì)巖塊滲透率和裂縫密度有關(guān),基質(zhì)巖塊滲透率越低,裂縫密度越小,排距應(yīng)該越小,反之可以增大。因此,其開發(fā)井網(wǎng)的排距主要根據(jù)油藏基質(zhì)巖塊滲透率的大小決定,合理的井網(wǎng)排距有助于建立合理的注采壓差,取得較好的注水效果。

假設(shè)X方向?yàn)橹鲬?yīng)力方向,且主向滲透率與側(cè)向滲透率:Kx/Ky=m,只有在主側(cè)向注采井距同時滿足合理注采井距時,驅(qū)替效果才最好,因此:

式中,a為井距,m;b為排距,m;R為井排距比。

令rw=0.1m可以得到:

鎮(zhèn)原油田長8油藏主向滲透率為側(cè)向滲透率的4倍。綜合以上分析,考慮長8油藏開發(fā)過程中主要以菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)形式布井開發(fā),井網(wǎng)部署方向?yàn)镹E75°,為了適應(yīng)裂縫性油藏特征,沿裂縫方向井距為垂直裂縫發(fā)育方向排距的3～4倍,排距的設(shè)計主要依據(jù)是滲透率大小,井距460～520m,排距140～180m。

2 井網(wǎng)適應(yīng)性評價

1)井網(wǎng)與裂縫系統(tǒng)匹配關(guān)系分析 鄂爾多斯盆地區(qū)域上現(xiàn)應(yīng)力場的分布是以北東東～南西西方向水平擠壓和北北西～南南東方向水平拉張為特征,形成2組裂縫,主要為北東向,其次為北西向。安塞、靖安、華池油田根據(jù)地應(yīng)力及裂縫方位測試,最大主應(yīng)力及裂縫方位為NE60～80°。根據(jù)目前各種測試結(jié)果并結(jié)合區(qū)域最大主應(yīng)力及裂縫方位分布,認(rèn)為鎮(zhèn)原油田長8段最大主應(yīng)力及裂縫方位為NE75°左右。

在初期布井時,鎮(zhèn)53區(qū)塊、鎮(zhèn)218區(qū)塊、鎮(zhèn)221區(qū)塊均以NE75°井網(wǎng)設(shè)計。開發(fā)過程中油井主要見水方向與裂縫方向一致,井網(wǎng)方向與裂縫方向相符。截至2009年12月主向油井含水上升井達(dá)到41 口,由于含水上升損失產(chǎn)能140t,主要是鎮(zhèn)53區(qū)塊、鎮(zhèn)221區(qū)塊和鎮(zhèn)218區(qū)塊主向油井。尤其是鎮(zhèn)53區(qū)塊和鎮(zhèn)221區(qū)塊的長8油藏,主向見水率分別達(dá)到90.0%和71.4%,2009年新增見水井10口,損失產(chǎn)能13.1t,其中主向見水井6口,側(cè)向井見水幅度較小。

鎮(zhèn)53區(qū)塊主向油井見水22口,見水比例76.0%,側(cè)向井見水13口,見水比例21.0%,其中主向井見水周期511d,平均水線推進(jìn)速度0.47m/d,側(cè)向井見水周期1105d。油井見水與裂縫發(fā)育程度有較好的匹配關(guān)系,裂縫發(fā)育區(qū)見水快,見水周期短,而裂縫發(fā)育較差區(qū)域見水周期長。在見水特征上表現(xiàn)出一旦注水與裂縫溝通,含水快速上升,液量大幅增加,其中最短見水周期89d,水線推進(jìn)速度達(dá)到2.02m/d,沿裂縫方向油井見水特征明顯。

鎮(zhèn)221區(qū)塊開發(fā)2年后主向油井見水10口,見水比例86.7%,平均見水天數(shù)442d,水線推進(jìn)速度0.32m/d,側(cè)向井見水5口,見水比例19.2%。由于鎮(zhèn)221區(qū)塊井距較小,主向井大幅度含水上升,側(cè)向井也出現(xiàn)了一定程度的含水上升,從延長油井低含水采油期進(jìn)行評價,鎮(zhèn)221區(qū)塊井排距偏小,井網(wǎng)適應(yīng)性較差。

鎮(zhèn)218區(qū)塊長8油藏采取520×180m菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā),開發(fā)近5年來,主側(cè)向均無明顯含水上升井,沿裂縫方向的油井未發(fā)生明顯的水竄而含水突升,井網(wǎng)表現(xiàn)出較好的匹配性。鎮(zhèn)218井區(qū)高效開發(fā)的經(jīng)驗(yàn)表明,鎮(zhèn)北長8裂縫性油藏適當(dāng)擴(kuò)大井排距,延長裂縫性油井與注水井的距離,可有效避免主向井水竄而造成水淹,延長主向井低含水采油期。

2)不同井網(wǎng)能量利用情況分析 截至2008年底,未進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整前,鎮(zhèn)原長8油藏測壓25口,主向壓力19.4MPa,側(cè)向井壓力11.6MPa,主側(cè)向壓差7.8MPa。主側(cè)向壓力分布極不均衡,平面矛盾相對突出(見表1)。

表1 鎮(zhèn)原油田長8油藏2008～2009年能量保持統(tǒng)計表

鎮(zhèn)原油田按照菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)布井,不同區(qū)域井排距不同。從開發(fā)3年后單井產(chǎn)能損失率進(jìn)行分析看,鎮(zhèn)53區(qū)塊井排距偏大,主向水淹,側(cè)向有效驅(qū)替難以建立,單井產(chǎn)能損失率達(dá)到31.0%;鎮(zhèn)221區(qū)塊主向水淹,但側(cè)向井井排距小,側(cè)向建立有效驅(qū)替系統(tǒng),產(chǎn)能損失率25.8%;鎮(zhèn)218井區(qū)井網(wǎng)適應(yīng)性較好,有效延緩了主向見水周期,側(cè)向井建立了有效的驅(qū)替系統(tǒng),產(chǎn)能損失率僅18.8%,開發(fā)效果較好。

3)油藏采油速度分析 科學(xué)合理的井網(wǎng)密度既要使井網(wǎng)對儲層的控制程度盡可能的大、要能建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)、要使單井控制可采儲量高于經(jīng)濟(jì)極限值,又要滿足油田的合理采油速度、采收率及經(jīng)濟(jì)效益等指標(biāo)[3]。根據(jù)最終采收率與井網(wǎng)密度的經(jīng)驗(yàn)公式,鎮(zhèn)北油田長8油藏滿足標(biāo)定水驅(qū)采收率的井網(wǎng)密度為13.5口/km2。

鎮(zhèn)北油田長8油層井深按2217m計算,平均鉆井與地面成本為270×104元/口,投資貸款利率為6.91%,原油價格為2020元/t,得到經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為27口/km2。

綜上考慮,鎮(zhèn)原油田長8油藏菱形反九點(diǎn)井網(wǎng),平均井網(wǎng)密度12.26口/km2,從開發(fā)效果分析,鎮(zhèn)221區(qū)塊初期采用速度達(dá)到2.4%,但高井網(wǎng)密度、高采油速度也造成油藏初期含水上升速度較快,不利于油藏長期穩(wěn)產(chǎn)。開發(fā)3年后,鎮(zhèn)53區(qū)塊、鎮(zhèn)221區(qū)塊單井產(chǎn)能下降幅度較大,采油速度均下降至1.5%以下,井網(wǎng)適應(yīng)性相對較好的鎮(zhèn)218區(qū)塊采油速度仍能保持在2.0%左右,表現(xiàn)出較好的開發(fā)效果。

3 提高井網(wǎng)適應(yīng)性對策

鎮(zhèn)原長8油藏主向井見水、水淹逐年增多,目前主要采取了水淹井轉(zhuǎn)注的方式進(jìn)行了一定的井網(wǎng)調(diào)整工作,但是主向井含水的上升及油井開井?dāng)?shù)的減少是鎮(zhèn)原長8油藏開發(fā)早期遞減的主要因素,適時進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整,提高井網(wǎng)適應(yīng)性是鎮(zhèn)原長8油藏穩(wěn)產(chǎn)的前提。

1)排狀注水 針對裂縫與注水井排方向基本一致,裂縫方向上油井水淹快,側(cè)向油井見效程度低的特點(diǎn),為提高注采井?dāng)?shù)比例,實(shí)施面強(qiáng)點(diǎn)弱注水,建立有效的驅(qū)替系統(tǒng),合理利用裂縫線上的水淹油井。2009年逐步開始在以鎮(zhèn)53區(qū)塊、鎮(zhèn)221區(qū)塊為主的長8油藏開展排狀注水,共實(shí)施排狀注水12個,排狀注水后有效井組9 個,見效油井34口,日增產(chǎn)能21t,累計增油9600t。尤其在鎮(zhèn)53區(qū)塊實(shí)施后效果明顯,2009～2010年共在鎮(zhèn)53區(qū)塊轉(zhuǎn)注水淹井8口,實(shí)施排狀注水8個,控制油井43口,轉(zhuǎn)注后區(qū)塊整體存水率由0.79上升至0.90,單井日產(chǎn)油由2.0t上升至2.1t,水驅(qū)動用程度由63.5%上升至65.6%(見圖3)。

圖3 鎮(zhèn)53區(qū)塊排狀注水區(qū)示意圖

2)開展精細(xì)油藏描述,局部加密調(diào)整,提高儲量動用程度 從目前鎮(zhèn)原長8油藏開發(fā)效果看,由于主向井水淹區(qū),造成油井開井?dāng)?shù)減少,油井轉(zhuǎn)注后,注采井?dāng)?shù)比變?yōu)?∶1,雖然提高了油層水驅(qū)控制程度,但是造成局部儲量失控,產(chǎn)量遞減較大,為了提高采油速度,需加大長8油藏水驅(qū)效果及剩余油分布規(guī)律研究,通過對油藏水驅(qū)形態(tài)進(jìn)一步認(rèn)識,可通過在原菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)基礎(chǔ)上,在側(cè)向水驅(qū)效果差,剩余油集中分布的區(qū)域開展加密調(diào)整,縮小井距,調(diào)整后,一方面加強(qiáng)了側(cè)向排液,有利于調(diào)整平面水驅(qū)效果;另一方面保持了注采井?dāng)?shù)比,保證油藏開發(fā)效果,提高油藏最終采收率[4]。

3)實(shí)施堵水調(diào)剖,改變水驅(qū)方向,提高注入水波及體積 鎮(zhèn)原油田長8油藏滲流特征為裂縫型或裂縫-孔隙型,主向井見水率達(dá)到62.5%,產(chǎn)能損失嚴(yán)重,造成油藏初期遞減大,儲量失控。堵水調(diào)剖技術(shù)是針對油田開發(fā)過程中,注水井近井地帶剩余油較少、由于繞流作用影響導(dǎo)致近井地帶調(diào)剖增油效果變差的問題提出的,深部調(diào)驅(qū)一般是向注水井注入可以在地層大孔道或裂縫中流動的凝膠,希望通過流動凝膠的緩慢移動實(shí)現(xiàn)調(diào)剖劑在地層深部的不斷重新分配,增加調(diào)剖劑的作用范圍,提高注入水的波及效率。2011年在長8油藏開展的注水井深部調(diào)剖試驗(yàn)2口,實(shí)施后井組日增油1.72t,累計降水量194.8m3,對于改善油藏水驅(qū)效果,提高注入水波及體積具有較好的作用。

[1]張明祿,吳正.鄂爾多斯盆地低滲透氣藏開發(fā)技術(shù)及開發(fā)前景[J].天然氣工業(yè),2011,34(7):1-5.

[2]冉新權(quán),楊華,李安琪,等.超低滲透油藏開發(fā)管理[J].中國石油企業(yè),2008,27(8):4-5.

[3]關(guān)德師,牛嘉玉,郭麗娜.中國非常規(guī)油氣地質(zhì)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1995.

[4]王昌勇,鄭榮才,李忠權(quán),等.鄂爾多斯盆地姬塬油田長8油層組巖性油藏特征[J].地質(zhì)科技情報,2010,29(3):69-74.

[編輯] 辛長靜

TE324

A

1673-1409(2014)32-0091-04

2014-07-12

毛飛躍(1968-),男,工程師,現(xiàn)主要從事低滲透油藏開發(fā)方面的研究工作。