特低滲透油藏水平井開發(fā)參數(shù)優(yōu)化

王成龍, 劉 姣, 周 雪, 譚 虹

(1. 延長油田股份有限公司志丹采油廠, 陜西 延安 717500；2. 延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心, 陜西 延安 717500)

0 前言

隨著特低滲透油藏的不斷勘探開發(fā)，水平井開發(fā)技術(shù)逐漸成為提高儲量動用程度和改善開發(fā)效果的一項有效手段，因此非常有必要對水平井合理開發(fā)參數(shù)進(jìn)行研究。目前雖然多數(shù)學(xué)者已對鄂爾多斯盆地長6油藏水平井產(chǎn)能控制因素進(jìn)行了相關(guān)研究，但關(guān)于志丹地區(qū)河川區(qū)長6油藏水平井的研究甚少，尤其在不同水平井井網(wǎng)形式下的開發(fā)特征以及特低滲透油藏水平井開發(fā)的相關(guān)技術(shù)政策并沒有系統(tǒng)的理論支撐。該文通過對長慶、大慶和勝利等諸多具備水平井高效開發(fā)經(jīng)驗的油田進(jìn)行調(diào)研，同時針對志丹油田特低滲透油藏特征，對影響特低滲透油藏水平井開發(fā)效果的諸多因素進(jìn)行評價，最終確定水平段長度、井網(wǎng)形式、井距排距、注水時機(jī)、注水強(qiáng)度等因素為水平井產(chǎn)能控制主要因素。該研究應(yīng)用 Eclipse 數(shù)值模擬軟件，建立了概念模型，對以上水平井產(chǎn)能控制因素進(jìn)行單因素敏感性分析。

1 基礎(chǔ)模型

志丹油田位于陜西省志丹縣，油區(qū)位于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元陜北斜坡的中西部，區(qū)域構(gòu)造為平緩的西傾單斜，地層傾角不足1 °，千米坡降7～10 m。志丹油田長6儲層粒度細(xì)，填隙物含量較高，成巖作用強(qiáng)烈，后期溶解作用相對較弱，平均面孔率只有2%～3%，平均孔徑16～20 μm，屬小孔隙組合。孔隙類型主要為粒間孔，次為長石和巖屑溶孔，再次為晶間孔和微裂隙，微裂隙主要由一些小層間縫組成，縫寬5～10 μm。根據(jù)巖心分析資料，長6儲層平均孔隙度為10.54%，平均滲透率為1.2 mD，為典型的低孔、特低滲透油藏。

利用Eclipse2010數(shù)值模擬軟件，采用黑油模型塊中心網(wǎng)格單元建立氣、油、水三相(含溶解氣)數(shù)值模型，基礎(chǔ)概念模型為均質(zhì)模型，平面上無各向異性，如圖1所示。

油藏、流體的基本參數(shù)為：橫向滲透率PERMX，PERMY均為1.2 mD，縱向滲透率PERMZ為橫向滲透率的0.1倍?？紫抖葹?0.54%。地層中深1 600 m。地層綜合壓縮系數(shù)Ct為1.38×10-4/MPa。地面原油密度0.856 g/cm3，地面水密度1.0 g/cm3，地面氣密度1.28×10-3g/cm3，地層水黏度0.5 cp。相滲曲線為油水兩相和氣油兩相。

模型網(wǎng)格參數(shù)為：200×200×1，X，Y，Z方向網(wǎng)格步長均為10 m。模型中設(shè)置水平段長度為1 000 m，裂縫半長為100 m，裂縫間距為100 m，裂縫寬度2 m，裂縫滲透率10 D，裂縫導(dǎo)流能力為20 D·m。

圖1 油水和氣油相滲曲線Fig.1 SWOF and SGOF scal plot

2 水平段長度

分別選取水平段長度為400 m，600 m，800 m，1 000 m，1 200 m和1 400 m這6種水平段長度進(jìn)行單因素分析，如圖2所示。模擬15年，如圖3所示，可以看出：水平段長度與初產(chǎn)、現(xiàn)產(chǎn)、累產(chǎn)有比較明顯的正相關(guān)性。圖4所示為不同水平段長度情況下日產(chǎn)油情況，圖5所示為水平段長度與累產(chǎn)油關(guān)系曲線。從水平段長度與15年累產(chǎn)油的關(guān)系曲線中可以看出，水平段長度1 000 m為累產(chǎn)油曲線拐點，當(dāng)水平段長度大于1 000 m時斜率明顯降低，累產(chǎn)油增幅減小。當(dāng)水平段長度為1 000 m時，水平段長度增加20%，15年累產(chǎn)油僅提高9%；水平段長度增加40%，15年累產(chǎn)油僅提高17%。但當(dāng)水平段長度減少20%，15年累產(chǎn)油降低14%；水平段長度減少40%，15年累產(chǎn)油降低29%。因此綜合考慮鉆井和壓裂成本，推薦最優(yōu)水平段長度為1 000 m。

圖2 不同水平段長度井模型Fig.2 Well models with different lateral lengths

圖3 不同水平段長度投產(chǎn)15年后壓力場Fig.3 Pressure field of different horizontal section lengths after 15 years of production

圖4 不同水平段長度情況下日產(chǎn)油Fig.4 Oil daily production at different horizontal section lengths

圖5 水平段長度與累產(chǎn)油關(guān)系曲線Fig.5 Relation curve between horizontal section length and cumulative oil production

3 井網(wǎng)形式

分別選取較為常用的五點法井網(wǎng)和七點法井網(wǎng)進(jìn)行對比分析，如圖6所示，對比結(jié)果如圖7和圖8所示。2種井網(wǎng)形式井距均為600 m，排距為100 m，日注水量為10 m3/d。通過對比分析，五點法井網(wǎng)15年累產(chǎn)油3.18×104t，第15年含水突破80%，地質(zhì)儲量采出程度15.3%。七點法井網(wǎng)15年累產(chǎn)油4.06×104t，第11年含水突破80%，地質(zhì)儲量采出程度20.1%。七點法井網(wǎng)雖然有較高的采油速度和采出程度。但七點法不僅投資過大，且在實際生產(chǎn)過程中由于地層的各向異性，難以有效控制含水上升。水平段一旦見水后，目前無有效的治理手段。參照長慶油田類似區(qū)塊開發(fā)經(jīng)驗，五點法井網(wǎng)也有不錯的釆出程度，綜合考慮后推薦五點法井網(wǎng)。

圖7 五點法和七點法井網(wǎng)日產(chǎn)油曲線Fig. 7 Daily oil production curve of five-point method and seven-point method well pattern

圖8 五點法和七點法井網(wǎng)含水變化曲線Fig.8 Water cut curve of five-point method and seven-point method well pattern

4 井距排距

根據(jù)中石油慣用定義，水平井井網(wǎng)的井距為平行于水平段長的注水井井排之間的距離，排距為注水井至水平井根端(或指端)人工裂縫延伸線的垂直距離，水平井井網(wǎng)井距與排距示意圖如圖9所示。

圖9 水平井井網(wǎng)井距與排距Fig.9 Well spacing and row spacing of horizontal well pattern

分別選取井距為300 m，400 m，500 m，600 m，700 m和800 m這6種情況進(jìn)行15年累產(chǎn)油對比，結(jié)果如圖10所示。從井距與累產(chǎn)油曲線可以看出，井距過小時，單井控制儲量不足，累產(chǎn)油較低；井距過大時，水驅(qū)效果變差，累產(chǎn)油也較低；當(dāng)井距為500～600 m時存在累產(chǎn)油峰值，故最優(yōu)井距為500～600 m。

圖10 不同井距情況下累產(chǎn)油曲線Fig.10 Accumulated oil production curve with different well spacing

分別選取排距為50 m，100 m，200 m，250 m和300 m這5種情況進(jìn)行15年累產(chǎn)油對比，結(jié)果如圖11所示。從排距與累產(chǎn)油曲線中可以看出，當(dāng)排距為100～150 m存在累產(chǎn)油峰值，因此最優(yōu)排距為100～150 m。

圖11 不同排距情況下累產(chǎn)油曲線Fig.11 Accumulated oil production curve with different row spacing

5 注水時機(jī)

分別對比超前注水、同步注水和滯后注水6種情況下15年累產(chǎn)油，情況如圖12和圖13所示，對比結(jié)果如圖14所示。通過不同注水時機(jī)下單井日產(chǎn)油曲線可以看出，超前注水僅能夠彌補投產(chǎn)后前3年的部分產(chǎn)量，與同步注水累產(chǎn)油差別較小。但滯后注水影響產(chǎn)量較為明顯。建議采用同步注水。

圖12 超前注水情況下不同投產(chǎn)時間壓力場Fig.12 Pressure fields at different production time sunder advance water injection

圖13 滯后注水情況下不同投產(chǎn)時間壓力場Fig.13 Pressure fields at different production times in the case of delayed water injection

圖14 不同注水時機(jī)情況下單井日產(chǎn)油曲線Fig.14 production curve of single well under different timing of water injection

6 注水強(qiáng)度

分別對比注水量為0 m3，5 m3，10 m3，15 m3，20 m3和25 m3這6種情況下15年累產(chǎn)油，對比結(jié)果如圖15所示。從不同注水量情況下單井日產(chǎn)油曲線可以看出，均質(zhì)儲層注水強(qiáng)度越大，單井產(chǎn)量和采收率越高。為延長水平井見水時間，生產(chǎn)過程中建議初期配注15～20 m3/d，注采比維持在約2.0。

圖15 不同注水量情況下單井日產(chǎn)油曲線Fig.15 Dailyoil production curve of single well under different water injection

7 結(jié)語

延長油田目前剩余的儲量多為致密難動用儲量，常規(guī)開發(fā)技術(shù)已經(jīng)無法滿足要求，水平井逐漸成為特低滲透油藏經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的重要手段，其中水平井開發(fā)參數(shù)優(yōu)化是水平井開發(fā)的關(guān)鍵因素。該研究確定的水平井產(chǎn)能控制主要因素有水平段長度、井網(wǎng)形式、井距排距、注水時機(jī)和注水強(qiáng)度，通過數(shù)值模擬對各開發(fā)參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化。根據(jù)志丹油田長6儲層的實際情況，建議采用五點法井網(wǎng)同步注水，最優(yōu)水平段長度為1 000 m，最優(yōu)井距為500 m～600 m，最優(yōu)排距為100～150 m，建議初期配注15～20 m3/d，注采比維持在約2.0。水平井開發(fā)參數(shù)優(yōu)化結(jié)果對于特低滲透油藏具有一定適用性，可以在延長油田進(jìn)行推廣應(yīng)用，為水平井高效開發(fā)提供強(qiáng)有力的技術(shù)支撐。