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    黃陵地區(qū)長(zhǎng)63油層組合理開發(fā)技術(shù)政策研究

    2014-12-16 08:32:38胡桂林馮張斌
    石油地質(zhì)與工程 2014年3期
    關(guān)鍵詞:黃陵采出程度段長(zhǎng)度

    胡桂林,李 丹,王 勇,馮張斌,劉 超,孟 越

    (中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第一采油廠,陜西延安716000)

    研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的東南部位黃陵地區(qū),與渭北隆起接壤。伊陜斜坡為一平緩西傾的大單斜,傾角不到1°,坡降平均為7~8 m/km,內(nèi)部構(gòu)造簡(jiǎn)單,僅局部具有一些微型鼻狀構(gòu)造,未見斷層及其它類型應(yīng)力構(gòu)造。

    鄂爾多斯盆地三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)6油層組為該盆地的主力油層,2011年黃陵長(zhǎng)63油層組取得突破性進(jìn)展,主要是以水平井開發(fā)為主,但由于黃陵長(zhǎng)63層裂縫發(fā)育,給開發(fā)帶來較深影響,因此,制定出裂縫性油藏的合理開發(fā)技術(shù)政策,對(duì)鄂爾多斯盆地的油氣開發(fā)具有重要意義。

    1 儲(chǔ)層特征及裂縫特征

    黃陵地區(qū)長(zhǎng)63儲(chǔ)層巖心數(shù)據(jù)分析表明,長(zhǎng)63儲(chǔ)層巖心平均分析孔隙度為6.48%~8.17%,平均分析滲透率為(0.04~0.12)×10-3μm2,屬超低滲儲(chǔ)層,滲透率變化大,非均質(zhì)性明顯。

    根據(jù)黃陵地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層和裂縫的特點(diǎn),本次研究運(yùn)用微地震波裂縫監(jiān)測(cè)來探討黃陵地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層裂縫特征。處理解釋得到裂縫方位NW54.3°,裂縫長(zhǎng)度178.9 m,裂縫高度21.7 m。根據(jù)統(tǒng)計(jì)分析得到kx(延裂縫方向滲透率)=1.19×10-3μm2,ky(垂直裂縫方向滲透率)=0.34×10-3μm2,kx/ky=3.47,延裂縫方向滲透率是垂直裂縫方向滲透率將近3.5倍。

    2 開發(fā)政策研究

    2.1 開發(fā)方式

    黃陵地區(qū)長(zhǎng)6油層原始驅(qū)動(dòng)類型以彈性溶解氣驅(qū)為主,彈性采收率為6.95%,溶解氣驅(qū)采收率為5.87%,即天然能量驅(qū)動(dòng)采收率僅為12.82%。為了實(shí)現(xiàn)油井高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn),提高最終采收率,需補(bǔ)充能量,進(jìn)行注水開發(fā)。

    以實(shí)驗(yàn)區(qū)實(shí)驗(yàn)井網(wǎng)為例,分別模擬預(yù)測(cè)彈性開采、同步注水開發(fā)、滯后5年注水開發(fā),滯后10年注水開發(fā)。結(jié)果表明:僅利用天然能量開發(fā)油田采收率為13%,這與理論計(jì)算估值一致。而采用注水補(bǔ)充能量開發(fā)采收率都明顯高于天然能量開發(fā)。目前生產(chǎn)試驗(yàn)區(qū)塊出現(xiàn)的少數(shù)井快速裂縫水淹特征,建議研究區(qū)先利用天然能量開發(fā),五年之內(nèi)進(jìn)行注水開發(fā)。

    2.2 開發(fā)井網(wǎng)型式優(yōu)化

    黃陵地區(qū)長(zhǎng)63儲(chǔ)層天然裂縫比較發(fā)育,且天然裂縫方向近似與最大主應(yīng)力方位平行,因此確定黃陵地區(qū)長(zhǎng)63井網(wǎng)井排方向?yàn)镹E55°。共設(shè)計(jì)了兩類方案(表1),包括直井井網(wǎng)、水平井井網(wǎng)和二者聯(lián)合井網(wǎng)等類型,通過數(shù)值模擬計(jì)算開發(fā)動(dòng)態(tài),同時(shí)開展經(jīng)濟(jì)分析,從中優(yōu)選合適的開發(fā)井網(wǎng)模式。

    各井網(wǎng)最終采出程度相差比較大,在相同井排距和注采強(qiáng)度的情況下,水平井水平段于裂縫夾角小于45°的C4方案產(chǎn)油量和采出程度比較高,且C4含水上升較慢。因此從采出程度來講,水平井組合方案C4較好。

    有利井網(wǎng)型式方案參數(shù)論證如下:

    (1)水平段長(zhǎng)度敏感性分析。在不同水平段長(zhǎng)度下,分別作出各井網(wǎng)累積產(chǎn)油量隨時(shí)間的變化、綜合含水隨時(shí)間的變化關(guān)系曲線,結(jié)果表明,水平段長(zhǎng)度為480 m與長(zhǎng)度為560 m時(shí)的累積產(chǎn)油量趨于接近,但是隨著長(zhǎng)度增加,地層壓力損耗增大,產(chǎn)能提高且幅度越來越慢;此外長(zhǎng)度增加鉆井風(fēng)險(xiǎn)加大。綜合考慮各因素,確定較合理水平段長(zhǎng)度為480 m左右。

    表1 井網(wǎng)部署方案

    (2)裂縫數(shù)量敏感性分析。裂縫數(shù)量對(duì)壓裂水平井產(chǎn)能變化起著至關(guān)重要的作用,從固定水平段長(zhǎng)度進(jìn)行研究。固定水平段長(zhǎng)度為480 m,設(shè)計(jì)壓裂水平井裂縫數(shù)量分別為2~6條進(jìn)行敏感性分析。結(jié)果表明,裂縫數(shù)量增加的同時(shí)累積產(chǎn)油量和采出程度也隨之增大,但增大的幅度逐漸減慢,當(dāng)裂縫數(shù)大于5條時(shí),增加裂縫數(shù)量對(duì)采出程度影響不大。綜合考慮上述兩方面的研究,確定C4方案480 m水平段長(zhǎng)度對(duì)應(yīng)的合理裂縫數(shù)量為5條,對(duì)應(yīng)的壓裂裂縫間距為120 m。

    (3)合理井排距敏感性分析。在C4方案480 m水平段長(zhǎng)度5條裂縫確定的前提下,選用的井距有540 m、600 m、660 m,排距有180 m、210 m、240 m,采用基于正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)的優(yōu)化方法進(jìn)行組合,形成9種方案。不同井排距下水驅(qū)規(guī)律變化預(yù)測(cè)曲線表明,在相同綜合含水下,不能對(duì)比出三種方案的優(yōu)缺點(diǎn)。不同井排距情況下不同年限單井累積產(chǎn)油量和不同含水下區(qū)塊累積產(chǎn)油量隨時(shí)間變化表明,井距540 m,排距240 m不僅相同時(shí)刻的單井累積產(chǎn)油量較高,而且在相同含水情況下區(qū)塊采出程度最高,因此認(rèn)為井距540 m、排距240 m為最佳井排距組合方案。

    2.3 采油井合理流壓

    采用不同方式,優(yōu)化黃陵長(zhǎng)63儲(chǔ)層油井平均合理流壓為3.3~3.8 MPa(表2)。確定了合理的地層壓力保持水平和合理流壓,即可確定生產(chǎn)壓差。長(zhǎng)63合理地層壓力保持在7.8 MPa,合理流壓為3.55 MPa,合理生產(chǎn)壓差為4.0~4.5 MPa。

    表2 黃陵地區(qū)長(zhǎng)63儲(chǔ)層合理及最低流壓

    2.4 注水時(shí)機(jī)研究

    在生產(chǎn)歷史擬合的基礎(chǔ)上,根據(jù)油藏地質(zhì)及流體參數(shù)和油井產(chǎn)能參數(shù),假定油藏重新投入開發(fā),對(duì)典型區(qū)塊進(jìn)行注水時(shí)機(jī)數(shù)值模擬論證。以實(shí)驗(yàn)區(qū)實(shí)驗(yàn)井網(wǎng)為例,分別模擬同步注水開發(fā),滯后6個(gè)月、1年、2年、4年注水開發(fā)??梢缘贸?,在注水開發(fā)的各曲線中同步注水、滯后6個(gè)月注水含水率上升都較快,其他滯后注水后期含水率上升也較快。從不同注水時(shí)機(jī)階段開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè),再結(jié)合日產(chǎn)油曲線、地層能量保持水平情況,以及目前生產(chǎn)試驗(yàn)區(qū)塊出現(xiàn)的少數(shù)井快速裂縫水淹特征,建議研究區(qū)先利用天然能量開發(fā),待生產(chǎn)1年左右后,再進(jìn)行注水開發(fā),不僅可避免早期注水引起水竄風(fēng)險(xiǎn),同時(shí)早期可利用注水井點(diǎn)先采油后注水。

    2.5 注采強(qiáng)度敏感性分析

    (1)注水井壓力:在研究注水井合理注入壓力之前很有必要研究油層的破裂壓力。油層破裂壓力一般在實(shí)驗(yàn)室測(cè)定,也可以由經(jīng)驗(yàn)公式近似計(jì)算。根據(jù)威廉斯法可算出:長(zhǎng)6油層破裂壓力為19.52~27.69 MPa,平均23.6 MPa左右。綜合理論和實(shí)際計(jì)算值,本區(qū)長(zhǎng)6地層破裂壓力為25.6 MPa。按照注水井井底最大流壓不超過破裂壓力90%的原則,計(jì)算得到最大井口注入壓力約為10.84 MPa。

    (2)注水強(qiáng)度的確定。上述對(duì)C4方案參數(shù)敏感性分析(480 m水平段,5條壓裂縫,井排距540 m×240 m)的基礎(chǔ)上,通過兩個(gè)方面論證合理注水強(qiáng)度:①設(shè)定注采比1∶1。設(shè)計(jì)平均單井注水量分別為:5、10、15、20、25、30 m3/d,模擬計(jì)算條件為注采平衡保持地層壓力穩(wěn)定(圖1)。結(jié)果表明:隨注水強(qiáng)度增加,雖然采液能力增強(qiáng),但綜合含水上升速度也同樣增加。反應(yīng)在不同含水階段的水驅(qū)采收率規(guī)律上,表現(xiàn)為注水強(qiáng)度越大,相同時(shí)刻對(duì)應(yīng)水驅(qū)采出程度越大,但相同含水率對(duì)應(yīng)水驅(qū)采出程度越小,二者存在一個(gè)最優(yōu)值。綜合考慮初期采油速度、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間及階段水驅(qū)采出程度,推薦采用單井注水量為10 m3/d。②設(shè)定注水量10 m3/d。設(shè)計(jì)注采比分別為:0.7∶1、0.8∶1、0.9∶1、1∶1、1.1∶1、1.2∶1,模擬計(jì)算不同注采比條件下地層壓力隨時(shí)間變化。模擬結(jié)果表明,累積注采比的差異對(duì)井組的壓力分布起決定性作用,累積注采比越大,相同含水率下的采出程度越低,地層壓力保持的水平相對(duì)較高。因此,一方面要求相同含水率下的采出程度較高,另一方面要保持地層壓力穩(wěn)定在合理范圍之內(nèi),綜合考慮這兩方面,推薦選用注采比為0.9∶1的方案,即平均單井注水量為10 m3/d,采液量為9 m3/d。

    圖1 數(shù)值模擬各階段采出程度變化趨勢(shì)

    3 結(jié)論

    (1)黃陵油層組長(zhǎng)63超低滲透油藏滯后1年注水開發(fā)、油井整體壓裂投產(chǎn)開發(fā)效果好。試油試采結(jié)果表明,長(zhǎng)63儲(chǔ)層油井經(jīng)壓裂投產(chǎn)可獲得2 t/d以上初產(chǎn),雖然隨地層能量衰竭產(chǎn)量會(huì)逐步降低,但早期可按優(yōu)化注采井網(wǎng)部署開發(fā)井,并利用注水井彌補(bǔ)油井產(chǎn)量衰減,待油藏整體產(chǎn)能降至一定程度后再注水補(bǔ)充能量開發(fā)。

    (2)井網(wǎng)擬采用水平段與裂縫方向夾角小于45°的水平井(油井)+直井(水井)井網(wǎng),井排方向?yàn)镹E55°,初期井排距設(shè)計(jì)按540 m×240 m,對(duì)應(yīng)井網(wǎng)密度2口井(水平井)/km2。

    (3)開發(fā)過程中地層壓力保持水平為原始地層壓力的100%左右。長(zhǎng)6油層原始地層壓力為7.8 MPa,實(shí)施滯后注水開發(fā),后期地層壓力保持在7.5~8.0MPa。生產(chǎn)井底流壓保持在3.55 MPa,生產(chǎn)壓差保持4.0~4.5 MPa。

    (4)注水過程中最大井口注入壓力10.84 MPa。長(zhǎng)6油層中深平均為1 220 m,經(jīng)計(jì)算長(zhǎng)6油層破裂壓力為平均23 MPa左右。注采比為0.9∶1,平均單井注水量為10 m3/d,采液量為9 m3/d。

    [1]王道富.鄂爾多斯盆地特低滲透油田開發(fā)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2007.

    [2]韓大匡.油藏?cái)?shù)值模擬基礎(chǔ)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1993.

    [3]劉吉余.油氣田開發(fā)地質(zhì)基礎(chǔ)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2007.

    [4]長(zhǎng)慶油田公司勘探開發(fā)研究院.鄂爾多斯盆地油氣勘探開發(fā)論文集(1990-2000)[C].北京:北京石油工業(yè)出版社,2000.

    [5]曾保全,程林松,李春蘭,等.特低滲透油藏壓裂水平井開發(fā)效果評(píng)價(jià)[J].石油學(xué)報(bào),2010,(05):791-796.

    [6]趙春森,肖丹鳳,宋文玲,等.水平井與直井交錯(cuò)井網(wǎng)優(yōu)化方法[J].石油勘探與開發(fā),2005,32(1):199-122.

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