胡尖山長(zhǎng)7致密油藏開發(fā)方案優(yōu)化

李 芳，馬 浩，孫永平，楊小春

(1.延長(zhǎng)油田股份有限公司，陜西定邊 718600；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司，陜西定邊 718600)

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胡尖山長(zhǎng)7致密油藏開發(fā)方案優(yōu)化

李 芳1，馬 浩2，孫永平2，楊小春2

(1.延長(zhǎng)油田股份有限公司，陜西定邊 718600；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司，陜西定邊 718600)

胡尖山長(zhǎng)7油藏儲(chǔ)層物性差、孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜、開發(fā)難度大，目前試驗(yàn)區(qū)開發(fā)結(jié)果不理想。為了提高致密油藏的開發(fā)效果，在前期試驗(yàn)基礎(chǔ)上，選擇了水平井五點(diǎn)井網(wǎng)、水平井吞吐井網(wǎng)和水平井自然能量井網(wǎng)3種開發(fā)方式，并用數(shù)值模擬進(jìn)行優(yōu)化和對(duì)比，最終優(yōu)選出合理的開發(fā)方案。結(jié)果顯示，水平井五點(diǎn)井網(wǎng)最優(yōu)方案，水平段長(zhǎng)度為800m、井距為600m、排距為150m、采油井底流壓為6MPa、注水井底流壓為26MPa、滯后3個(gè)月注水；水平井吞吐井網(wǎng)合理方案，注4個(gè)月采8個(gè)月、井距為200m；水平井自然能量井網(wǎng)井距為200m時(shí)效果最優(yōu)。模擬結(jié)果對(duì)比顯示，水平井五點(diǎn)井網(wǎng)投入少、收益高、經(jīng)濟(jì)性好，后期的水驅(qū)開發(fā)方式可以改進(jìn)，地層能量補(bǔ)充、單井產(chǎn)量、提高采收率效果均比較突出，優(yōu)選為最終開發(fā)方案。

致密油藏；注水優(yōu)化；水平井；五點(diǎn)法

美國(guó)對(duì)致密油的成功開發(fā)引起了世界對(duì)致密油的廣泛關(guān)注，中國(guó)致密油遠(yuǎn)景儲(chǔ)量為(70～90)×108t，具有巨大的開發(fā)潛力，可作為常規(guī)油藏的有力補(bǔ)充，對(duì)此致密油的有效開發(fā)已迫在眉睫[1]。致密油儲(chǔ)層致密、孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜、開發(fā)難度極大。鄂爾多斯盆地致密油藏地層壓力系數(shù)低，給開發(fā)帶來更大困難[2-3]。

胡尖山油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部(圖1)，是延長(zhǎng)油田試驗(yàn)開發(fā)的致密油田，前期采用了超前注水開發(fā)方式，采用了不同井網(wǎng)類型、不同井距及不同注水方式的整體開發(fā)但效果均不理想。本文在試驗(yàn)區(qū)理論研究和實(shí)際開發(fā)的基礎(chǔ)上，針對(duì)目前存在問題，用數(shù)值模擬方法對(duì)開發(fā)方案進(jìn)行了優(yōu)化及對(duì)比，最終優(yōu)選出適合該區(qū)塊致密油開發(fā)的合理方案。

1 地質(zhì)概況

胡尖山油田地處陜西定邊縣黃灣鄉(xiāng)和武峁子鄉(xiāng)，區(qū)域構(gòu)造為一平緩的西傾單斜，平均坡降6～10m/km，局部發(fā)育鼻狀隆起。致密油層位為長(zhǎng)7，砂體厚度大，含油面積為330km2，地質(zhì)儲(chǔ)量為1.3×108t。主力油層厚度平均為29m，孔隙度為10.24%，滲透率為0.19mD，含油飽和度為53.96%，為典型致密油藏。

2 開發(fā)現(xiàn)狀

2.1 開發(fā)方案

為了實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)7致密油藏合理有效開發(fā)，2011—2012年先后采用了5套直井井網(wǎng)和4套水平井井網(wǎng)進(jìn)行先導(dǎo)性開發(fā)試驗(yàn)。目前共有采油井226口，注水井112口，水平井22口。

2.2 效果分析

2010年采用450m×140m矩形井網(wǎng)進(jìn)行先導(dǎo)性開發(fā)試驗(yàn)，超前注水，常規(guī)壓裂改造。結(jié)果單井產(chǎn)量低，注水見效慢。

2011年，新投產(chǎn)了400m×140m矩形井網(wǎng)、350m×150m菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)和220m正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)，目的在于縮小注采井距，改善水驅(qū)效果。同時(shí)，針對(duì)450m×140m矩形井網(wǎng)后期水淹的問題，新投產(chǎn)的井網(wǎng)均采用了更加溫和的注水方式。但新投產(chǎn)的3套井網(wǎng)(水平井五點(diǎn)井網(wǎng)、水平井吞吐井網(wǎng)和水平井自然能量井網(wǎng))仍然注水不見效，而且產(chǎn)量比先導(dǎo)性井網(wǎng)更低。之后還嘗試了經(jīng)過體積壓裂改造的480m×200m菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，結(jié)果生產(chǎn)初期產(chǎn)量較高，但能量補(bǔ)充效果不好，遞減非常迅速，整體開發(fā)效果不理想(表1)。

除直井井網(wǎng)外，2011—2012年先后采用了五點(diǎn)法和七點(diǎn)法水平井井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)試驗(yàn)，但由于儲(chǔ)層裂縫發(fā)育且水平井水平段受效面積大，試驗(yàn)水平井網(wǎng)投產(chǎn)不久就發(fā)生水淹，有的產(chǎn)量低、含水率高，效果也不理想(表1)。

通過對(duì)比前期不同試驗(yàn)井網(wǎng)的生產(chǎn)特征，得到了各種開發(fā)方式之間的優(yōu)勢(shì)與不足，獲得致密油開發(fā)的寶貴現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)：①在致密油開發(fā)中，水平井占有絕對(duì)的產(chǎn)能優(yōu)勢(shì)；②體積壓裂改造對(duì)提高致密油產(chǎn)量效果顯著，值得推廣；③致密油儲(chǔ)層裂縫發(fā)育，注水開發(fā)時(shí)易水淹，水驅(qū)效率低。因此低滲透、特低滲透油藏注水開發(fā)方式對(duì)致密油效果不佳。

表1 試驗(yàn)井網(wǎng)產(chǎn)能統(tǒng)計(jì)表

試驗(yàn)井網(wǎng)突顯問題為：①定向井產(chǎn)量低，注水不見效且容易水淹；②水驅(qū)開發(fā)采油井一旦見水，含水率迅速上升至100%，導(dǎo)致采油井停產(chǎn)，表現(xiàn)出裂縫型見水特征。

3 開發(fā)方案制訂和優(yōu)化

3.1 方案制訂

先導(dǎo)性試驗(yàn)結(jié)果表明：水平井五點(diǎn)井網(wǎng)和水平井自然能量井網(wǎng)開發(fā)效果較好，前者能有效地控制含水率，產(chǎn)油量穩(wěn)定；后者產(chǎn)量比前者略高，但遞減較快。除此之外，水平井吞吐采油適合于致密油開發(fā)[4]，這是因?yàn)橹旅苡蛢?chǔ)層中發(fā)育天然裂縫，吞吐式開發(fā)相當(dāng)于對(duì)水平井進(jìn)行反復(fù)壓裂，使更多的天然裂縫張開，有利于基質(zhì)中油相流出。

因此本文選定水平井五點(diǎn)井網(wǎng)、水平井自然能量井網(wǎng)和水平井吞吐井網(wǎng)3種井網(wǎng)作為備選方案，進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)和開發(fā)效果預(yù)測(cè)。

3.2 水平井五點(diǎn)井網(wǎng)優(yōu)化

3.2.1 水平段長(zhǎng)度優(yōu)化

為了得到合理的水平段長(zhǎng)度，通過數(shù)值模擬[5]及相關(guān)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)[6]控制綜合優(yōu)選水平段長(zhǎng)度。

采用數(shù)值模擬方法，在前期井網(wǎng)的基礎(chǔ)上(水平段長(zhǎng)度為400～600m)，將水平段長(zhǎng)度延伸至600～1800m不等，分別模擬未來20年的采出程度(圖2)。結(jié)果顯示，不同水平段長(zhǎng)度采出程度差異不大。通過經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對(duì)比(表2)發(fā)現(xiàn)，水平段長(zhǎng)度為800m時(shí)經(jīng)濟(jì)效益最好。所以綜合考慮優(yōu)選水平段長(zhǎng)度為800m。

表2 水平井經(jīng)濟(jì)指標(biāo)數(shù)據(jù)表

3.2.2 井距優(yōu)化

分別模擬井距為500m、600m、700m和800m時(shí)未來20年的采出程度(圖3)。結(jié)果可見，當(dāng)井距為500m和600m時(shí)采出程度較高；井距為500m時(shí)，初期采出程度略高，但后期增量變緩；井距為600m時(shí)，采出程度增加平穩(wěn)，且20年時(shí)采出程度最高，所以最優(yōu)井距為600m。

3.2.3 排距優(yōu)化

先導(dǎo)性試驗(yàn)將排距設(shè)置為110～120m，為了實(shí)現(xiàn)排距最優(yōu)，本次模擬將排距擴(kuò)至100～250m，模擬了100m、150m、200m和250m共4個(gè)排距，模擬采出程度(圖4)。結(jié)果顯示，排距為150m時(shí)采出程度平穩(wěn)上升，20年后采出程度最高，所以優(yōu)選排距為150m。

通過對(duì)不同參數(shù)的優(yōu)化，最終確定水平井五點(diǎn)井網(wǎng)參數(shù)為：水平段長(zhǎng)度800m、井距600m、排距150m。

3.2.4 生產(chǎn)壓差優(yōu)化

啟動(dòng)壓力梯度和毛細(xì)管力對(duì)致密油藏注水開發(fā)影響很大，常規(guī)的低滲透油藏注水方式并不適用于致密油藏[7]。針對(duì)長(zhǎng)7致密儲(chǔ)層，在井網(wǎng)優(yōu)化的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)了4種生產(chǎn)壓差方案(表3)。并模擬計(jì)算未來20年不同方案的采出程度、含水率及不同采出程度下的含水率(圖5)。

表3 生產(chǎn)壓差設(shè)計(jì)方案表

由圖5可知，在相同時(shí)間內(nèi)，方案1的采出程度最高；雖然方案1初期含水率較高，但是含水變化平穩(wěn)。由于該區(qū)塊試驗(yàn)井網(wǎng)中水平井易見水，所以優(yōu)選含水率穩(wěn)定的方案1。在生產(chǎn)壓差確定的條件下，注水壓力越高，油井越容易水淹；油井井底壓力越低，采出程度越高(圖6c)。在井底流壓不低于泡點(diǎn)壓力2/3的原則下同樣優(yōu)選方案1。

3.2.5 注水時(shí)機(jī)優(yōu)化

確定了生產(chǎn)壓差的條件下，根據(jù)區(qū)塊目前注水情況，設(shè)計(jì)了5種方案進(jìn)行注水時(shí)機(jī)優(yōu)選(表4)。同樣模擬未來20年不同注水方案的采出程度、含水率及不同采出程度下的含水率(圖6)。

表4 注水時(shí)機(jī)方案設(shè)計(jì)表

由圖6的結(jié)果可知，5種方案采出程度相差不大，但方案5含水率低，由于該區(qū)為儲(chǔ)層裂縫發(fā)育，易于見水，所以優(yōu)選含水率低的方案5。

3.2.6 注水強(qiáng)度優(yōu)化

在水平段長(zhǎng)度為800m、井距為600m、排距為150m；采油井井底流壓為6MPa、注水井井底流壓為26MPa、滯后3個(gè)月注水的條件下，總結(jié)前期注水經(jīng)驗(yàn)，設(shè)計(jì)4套方案進(jìn)行注水強(qiáng)度優(yōu)化(表5)。

并模擬未來20年內(nèi)不同注水強(qiáng)度的采出程度、含水率及單井產(chǎn)量，模擬結(jié)果見圖7。

表5 注水強(qiáng)度方案設(shè)計(jì)表

由模擬結(jié)果(圖7)看出，采出程度隨注水強(qiáng)度的提高而增加，但注水強(qiáng)度大于1m3/(m·d)時(shí)，采出程度差別很小，且與日產(chǎn)量相差很少；初期單井產(chǎn)量與注水強(qiáng)度成正比，但增加幅度隨注水強(qiáng)度增加逐漸降低，穩(wěn)產(chǎn)程度低。從經(jīng)濟(jì)角度出發(fā)，注水強(qiáng)度應(yīng)選擇1m3/(m·d)(單井日注15～20m3)。

經(jīng)模擬，優(yōu)選出該區(qū)塊水平井五點(diǎn)井網(wǎng)及注采參數(shù)(表6)。

表6 水平井五點(diǎn)井網(wǎng)及注采參數(shù)優(yōu)選表

3.3 水平井吞吐井網(wǎng)優(yōu)化

3.3.1 吞吐周期優(yōu)化

以壓力為指標(biāo)，確保注水后壓力保持達(dá)到120%左右為合理。開發(fā)試驗(yàn)區(qū)水平井生產(chǎn)4個(gè)月后產(chǎn)量平穩(wěn)變化，所以將此時(shí)間定為第一次注水時(shí)間，此時(shí)地層壓力系數(shù)為0.8；注入4個(gè)月后，地層壓力保持達(dá)到120%，為合理壓力保持水平，因此確定注水4個(gè)月為合理注水時(shí)間。

根據(jù)以上分析設(shè)計(jì)了注采4個(gè)月、注4個(gè)月采8個(gè)月和注4個(gè)月采14個(gè)月3套方案，模擬其壓力變化情況，根據(jù)壓力變化優(yōu)選合理吞吐時(shí)間(圖8)。

由圖8得知，注采4個(gè)月時(shí)，因生產(chǎn)時(shí)間較短，每個(gè)注采周期過后，地層壓力水平一直升高；注4個(gè)月采14個(gè)月時(shí)，生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)，壓力不能恢復(fù)到生產(chǎn)前水平，生產(chǎn)時(shí)間過長(zhǎng)；注4個(gè)月采8個(gè)月時(shí)，每個(gè)注采周期過后地層壓力都能恢復(fù)到之前的水平，所以注4個(gè)月采8個(gè)月為合理吞吐時(shí)間。

3.3.2 井距優(yōu)化

根據(jù)試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)特點(diǎn)和吞吐式采油特征，本文在先導(dǎo)性試驗(yàn)基礎(chǔ)上，設(shè)定了相關(guān)參數(shù)，模擬出不同井距下的產(chǎn)量[8]。制訂了井距為200m和300m兩套方案，以采出程度、含水率和單井產(chǎn)量等為評(píng)價(jià)指標(biāo)，模擬未來15年不同方案的開發(fā)效果。詳細(xì)技術(shù)參數(shù)(表7、圖9)。

表7 水平井吞吐井網(wǎng)設(shè)計(jì)方案及關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)表

由模擬結(jié)果(圖9)看出，井距為200m的方案采出程度較高，含水率較低，單井日產(chǎn)油量也較高，因此優(yōu)選井距200m為水平井吞吐井網(wǎng)最優(yōu)方案。

3.4 水平井自然能量井網(wǎng)優(yōu)化

在試驗(yàn)區(qū)能量補(bǔ)充研究基礎(chǔ)上，設(shè)定排距、壓力等參數(shù)(表8)，模擬井距為200m、300m及縫間距為50m的開發(fā)效果,模擬結(jié)果見圖10。

表8 水平井自然能量井網(wǎng)設(shè)計(jì)方案及關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)表

由圖10可見，水平井自然能量井網(wǎng)的采收率及單井產(chǎn)量隨井距變化不大，井距為200m的采出程度要高于井距為300m的采出程度，主要原因是致密油滲流困難，單井控制儲(chǔ)量低，所以小井距井網(wǎng)可以增加采收率，因此井距優(yōu)選為200m。

3.5 方案對(duì)比及優(yōu)選

在優(yōu)選出每種井網(wǎng)最佳參數(shù)情況下，對(duì)3種開發(fā)方案進(jìn)行效果對(duì)比(表9、圖11)。

表9 3種設(shè)計(jì)方案及關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)表

對(duì)比可知，水平井自然能量井網(wǎng)的單井產(chǎn)量低于水平井五點(diǎn)井網(wǎng)，但由于井距小，所以采出程度略高。水平井吞吐井網(wǎng)采出程度和單井產(chǎn)量都不及另外兩套井網(wǎng)。水平井吞吐井網(wǎng)含水率隨注水周期而變化，水平井五點(diǎn)井網(wǎng)開發(fā)后期含水率逐漸上升，而水平井自然能量井網(wǎng)含水率保持穩(wěn)定。

4 總 結(jié)

長(zhǎng)7致密油藏地層能量不足，地層壓力系數(shù)只有0.64～0.87，能量補(bǔ)充至關(guān)重要；而水平井五點(diǎn)井網(wǎng)投入少、收益高、經(jīng)濟(jì)性好；后期的水驅(qū)開發(fā)方式可以改進(jìn)(氣驅(qū)、活性劑驅(qū)等)，在追求采收率時(shí)可以加密為水平井自然能量井網(wǎng)，具有靈活、可調(diào)整性。所以優(yōu)選水平井五點(diǎn)井網(wǎng)為胡尖山油田長(zhǎng)7致密油藏的開發(fā)方案，預(yù)測(cè)該方案開發(fā)15年后采收率可達(dá)12%。

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Optimization of Development Scheme for Chang7 Tight Oil Reservoir in Hujianshan Area

Li Fang1，Ma Hao2，Sun Yongping2，Yang Xiaochun2

(1.YanchangOilfiledCo.,Ltd,Dingbian,Shaanxi718600,China；2.PetroChinaChangqingOilfieldCompany，Dingbian，Shaanxi718600,China)

Due to Chang7 reservoir possesses poor physical property, complex pore structure and difficult to exploit in Hujianshan area, its development in the test area is not ideal now. In order to improve the development effect of tight oil reservoir, On the basis of preliminary experiment, three development modes have been selected, i.e. five spot well pattern, huff and puff well pattern, natural energy horizontal well pattern, and used the numerical simulation to optimize and compare them, resulting in the reasonable development scheme finally. The results showed that the optimal five- spot well pattern should have a horizontal section of 800m, well spacing of 600m, row distance of 150m, with bottomhole flow pressure 6Mpa in production well, 26Mpa in injection well, three months lag for water injection; the reasonable scheme for huff and puff well pattern of horizontal well should be as, four months injection and eight months production alternately, with well spacing of 200m; natural energy pattern for horizontal well would have the best effect when the well spacing is 200m. Comparison of simulation results indicated that the five-spot well pattern was featured with less investment, high yield and good ecnomic benefits. In the later stage, the development mode of water flooding can be improved, the formation energy supplement, single well output and enhanced oil recovery ratios are all prominent, which can be optimized as final development scheme.

tight oil reservoir; water injection optimization; horizontal well; five- spot method

李芳(1987年生)，女，碩士，助理工程師，從事低孔低滲油田注水開發(fā)研究工作。郵箱：675564342@qq.com。

TH212；TH213.3

A