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    超低滲透油藏大斜度井適應(yīng)性評(píng)價(jià)

    2022-06-09 09:53:00劉強(qiáng)王志凱王選茹路敏曹仁義
    斷塊油氣田 2022年3期
    關(guān)鍵詞:斜度直井采出程度

    劉強(qiáng) ,王志凱 ,王選茹 ,路敏 ,曹仁義

    (1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司勘探開發(fā)研究院,陜西 西安 710000;2.中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院,北京 102249)

    0 引言

    鄂爾多斯盆地三疊系延長(zhǎng)組發(fā)育內(nèi)陸湖泊-三角洲碎屑沉積體系,沿湖相邊緣發(fā)育的三角洲前緣砂體、三角洲分流河道砂體為良好的油氣儲(chǔ)層,輕質(zhì)油儲(chǔ)量豐富[1-2]。同時(shí),由于縱向沉積的多旋回性和橫向沉積相帶的變化,鄂爾多斯盆地超低滲油藏隔夾層發(fā)育,嚴(yán)重影響油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)及剩余油分布[3-6]。研究表明,影響壓裂井產(chǎn)量的隔夾層類型主要為穩(wěn)定隔夾層[7],體積壓裂縫網(wǎng)難以有效貫穿此類隔夾層,導(dǎo)致油層分隔成多個(gè)互不連通的流動(dòng)單元[8]。針對(duì)此類隔夾層,不少學(xué)者提出了混合井網(wǎng)、立體井網(wǎng)等技術(shù)方案,將儲(chǔ)層劃分為多個(gè)開發(fā)層系進(jìn)行開發(fā)[9-11],但此類技術(shù)方案往往存在開發(fā)成本高、水淹嚴(yán)重等問題,水驅(qū)開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益不顯著。近年來(lái),為了改善低滲儲(chǔ)層中直井產(chǎn)液能力不足及水平井邊縫見水嚴(yán)重等問題[12-14],大斜度井等新式井型逐漸應(yīng)用于低滲、超低滲儲(chǔ)層[15-16],為不同地質(zhì)模式下開發(fā)方案設(shè)計(jì)提供了新的選擇。大斜度井井身特征兼具直井與水平井的特點(diǎn),油田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)及含水率變化特征表明,大斜度井單井產(chǎn)量較高,產(chǎn)量遞減較慢,在一定程度上避免了水平井及直井的缺點(diǎn),但現(xiàn)階段對(duì)大斜度井在不同超低滲儲(chǔ)層的適應(yīng)性研究較少。

    本文利用數(shù)值模擬軟件tNavigator,評(píng)價(jià)了Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ三類儲(chǔ)層條件下大斜度井對(duì)3種地質(zhì)模式(厚油層、薄互層及薄油層)的適應(yīng)性,分析了儲(chǔ)層滲透率及層間非均質(zhì)性對(duì)油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的影響,為現(xiàn)場(chǎng)開發(fā)方案設(shè)計(jì)提供一定的理論依據(jù)。

    1 地質(zhì)模式劃分及數(shù)值模型建立

    受沉積作用影響,長(zhǎng)慶油田目標(biāo)區(qū)塊目標(biāo)層位隔夾層發(fā)育,儲(chǔ)層和隔夾層厚度差異較大。吳軍來(lái)等[17]研究發(fā)現(xiàn),當(dāng)隔夾層厚度大于2 m時(shí),壓裂縫難以貫穿隔夾層,實(shí)現(xiàn)層間有效連通,此類隔夾層通常稱為穩(wěn)定隔夾層。結(jié)合目標(biāo)區(qū)塊連井剖面及壓裂施工參數(shù),考慮儲(chǔ)層厚度及穩(wěn)定隔夾層發(fā)育狀況,將目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層劃分為厚油層、薄互層及薄油層3種地質(zhì)模式。其中,儲(chǔ)層厚度以15 m為界,隔夾層厚度以2 m為界。隔夾層厚度大于2 m時(shí),儲(chǔ)層為薄互層;隔夾層厚度小于2 m時(shí),若油層厚度大于15 m,儲(chǔ)層為厚油層,若油層厚度小于15 m,儲(chǔ)層為薄油層。薄油層及厚油層中穩(wěn)定隔夾層不發(fā)育,裂縫可完全貫穿儲(chǔ)層;薄互層中發(fā)育穩(wěn)定隔夾層,裂縫僅貫穿所在層位。

    結(jié)合實(shí)際區(qū)塊儲(chǔ)層參數(shù),建立不同地質(zhì)模式對(duì)應(yīng)的機(jī)理模型。模型頂深2 100 m,原始地層壓力14.7 MPa,各向異性系數(shù)為3,模型基礎(chǔ)地質(zhì)參數(shù)如表1所示,儲(chǔ)層為低孔、超低滲儲(chǔ)層。

    受邊界層的影響,低滲、超低滲儲(chǔ)層流體滲流存在不同的啟動(dòng)壓力梯度,且儲(chǔ)層滲透率越低,啟動(dòng)壓力梯度越大[18-20]。本文基于目標(biāo)區(qū)塊所在層位啟動(dòng)壓力梯度經(jīng)驗(yàn)公式,確定模擬過程中X,Y,Z方向啟動(dòng)壓力梯度[21],并借助關(guān)鍵詞“ARITHMETIC”及“PTHRESHI”實(shí)現(xiàn)式(1)在數(shù)值軟件tNavigator中的有效表征。

    式中:Δp為啟動(dòng)壓力梯度,MPa/m;K為儲(chǔ)層滲透率,10-3μm2。

    現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中,大斜度井、直井均采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)開發(fā),水平井采用五點(diǎn)井網(wǎng)開發(fā)。機(jī)理模型中模型大小由單個(gè)井組外擴(kuò)半個(gè)井組確定,模型采用10 m×5 m×1 m網(wǎng)格。平面上,反九點(diǎn)井網(wǎng)、五點(diǎn)井網(wǎng)網(wǎng)格數(shù)分別為 161×289 和 161×129;剖面上,薄油層、厚油層及薄互層分別對(duì)應(yīng)15層、30層和40層。

    結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)壓裂過程中壓裂井入地液量、加砂量及壓后微地震等數(shù)據(jù),獲得不同井型的壓裂參數(shù)。其中:大斜度井段間距20 m,壓裂5段,半縫長(zhǎng)為80 m;直井單段壓裂,半縫長(zhǎng)20 m;水平井多段壓裂,段間距20 m,壓裂縫網(wǎng)呈紡錘形,半縫長(zhǎng)最大140 m,最小60 m。結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際日產(chǎn)量數(shù)據(jù),確定直井注水量為5 m3/d,大斜度井注水量為10 m3/d,水平井注水量為15 m3/d,注水井均定壓25 MPa。

    2 大斜度井適應(yīng)性評(píng)價(jià)

    根據(jù)上述模型開展數(shù)值模擬研究,從剩余油平面、剖面分布,流線分布及采出程度曲線等方面,開展不同地質(zhì)模式下大斜度井的適應(yīng)性評(píng)價(jià)。

    2.1 厚油層

    厚油層水驅(qū)開發(fā)20 a后,剩余油平面及剖面分布如圖1所示(圖1d—1f中黑線為生產(chǎn)井,藍(lán)線為注水井,So為含油飽和度,下同)。從剩余油平面分布來(lái)看,反九點(diǎn)井網(wǎng)剩余油主要集中在角井與相鄰2個(gè)邊井所形成的三角形區(qū)域。其中:大斜度井剩余油范圍更小,平面波及效率更高;水平井剩余油主要集中在水平井腰部,這是水平井邊縫見水阻隔了注水井對(duì)中間縫供給所致。從剩余油剖面分布來(lái)看,直井主要依靠油水井間較為均勻的驅(qū)替作用開采,生產(chǎn)井壓裂縫貢獻(xiàn)較??;水平井受壓裂縫影響較大,邊縫開發(fā)效果較好;大斜度井縱向動(dòng)用兼具直井與水平井的特點(diǎn),注水井間驅(qū)替與生產(chǎn)井周壓裂縫網(wǎng)作用均較為明顯。

    圖1 厚油層水驅(qū)20 a剩余油分布

    水驅(qū)開發(fā)剩余油分布與流線分布密切相關(guān)。從剩余油分布區(qū)域可以看出,直井、大斜度井井網(wǎng)流線主要分布于主向及斜向相鄰2個(gè)注水井連線上,水平井井網(wǎng)流線主要分布于注水井與水平井邊縫處,中間區(qū)域難以實(shí)現(xiàn)有效驅(qū)替。相比于直井,大斜度井流線分布相對(duì)較密,也體現(xiàn)了大斜度井具有更高的采液能力。

    對(duì)3種井型生產(chǎn)20 a后的產(chǎn)量、采出程度及含水率數(shù)據(jù)進(jìn)行了統(tǒng)計(jì),結(jié)果表明:與水平井相比,大斜度井及直井初始產(chǎn)量較低,但產(chǎn)量遞減較緩(見圖2);從井組20 a水驅(qū)采出程度來(lái)看,大斜度井高于水平井,水平井高于直井,且水驅(qū)20 a后大斜度井含水率與水平井相差不大。從采收率及波及效率來(lái)看,考慮大斜度井在厚油層的適應(yīng)性更高。

    圖2 厚油層單井產(chǎn)量曲線

    2.2 薄互層

    與厚油層相比,薄互層較為明顯的區(qū)別在于儲(chǔ)層縱向隔夾層發(fā)育。對(duì)于水平井,由于壓裂縫無(wú)法實(shí)現(xiàn)層間有效連通,單井控制儲(chǔ)量明顯降低。針對(duì)薄互層與厚油層儲(chǔ)層在縱向展布上的差異性,重點(diǎn)分析剩余油及流線剖面分布特征(見圖3,圖3a—3c中黑線為生產(chǎn)井,藍(lán)線為注水井;圖3d—3f中紅線為生產(chǎn)井,藍(lán)線為注水井)。從剩余油分布來(lái)看,大斜度井及直井可貫穿多層開采,與厚油層相比,隔夾層影響較??;水平井受隔夾層影響,僅能開發(fā)單一層系,縱向波及效率極低。從流線分布也可看出:大斜度井與直井井間流線分布均勻,各層均可形成較好的井間驅(qū)替;水平井流線均集中在單一層系注水井與生產(chǎn)井邊縫之間,流線分布范圍較小。

    圖3 薄互層水驅(qū)20 a剖面剩余油及流線剖面分布

    薄互層3種井型的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)統(tǒng)計(jì)表明:雖然水平井對(duì)單一層系采出程度較高(18.66%);但由于其他層系動(dòng)用困難,其產(chǎn)量遞減早且快,井網(wǎng)采出程度明顯低于大斜度井和直井。與水平井及直井相比,大斜度井水驅(qū)采出程度更高,且產(chǎn)量相對(duì)穩(wěn)定。結(jié)合3種井型剩余油及流線分布特點(diǎn),考慮大斜度井在薄互層儲(chǔ)層中更為適用。

    2.3 薄油層

    薄、厚油層均屬于單一層系,主要區(qū)別在于儲(chǔ)層厚度。薄油層的剩余油、流線分布與厚油層相近,存在以下特點(diǎn):與直井相比,大斜度井流線平面分布范圍廣,密度高,剩余油范圍??;水平井腰部流線較為稀疏,剩余油飽和度較高。同時(shí)受油藏厚度的影響,水平井在薄油層的縱向波及效率高于厚油層,整體驅(qū)油效率更高。

    大斜度井初始產(chǎn)量較高,但遞減較早,考慮是儲(chǔ)層較薄、單井控制儲(chǔ)量偏低所致;直井產(chǎn)量較穩(wěn)定,但始終較低;水平井由于橫向穿透儲(chǔ)層,與儲(chǔ)層接觸面積受厚度影響較小,穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng),且產(chǎn)量遞減較緩。

    從20 a水驅(qū)采出程度來(lái)看,水平井高于大斜度井,大斜度井高于直井,考慮在薄油層條件下水平井更為適用(見圖4)。

    圖4 薄油層井組采出程度曲線

    3 大斜度井適應(yīng)性的敏感性分析

    3.1 儲(chǔ)層滲透率的影響

    目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層平均滲透率為0.40×10-3μm2,屬于Ⅱ類儲(chǔ)層?;谇拔牟煌偷倪m應(yīng)性評(píng)價(jià)可知,此類儲(chǔ)層條件下厚油層及薄互層適宜井型為大斜度井,薄油層適宜井型為水平井。在此基礎(chǔ)上,分析了不同井型在Ⅰ類儲(chǔ)層(滲透率為 0.60×10-3μm2)與Ⅲ類儲(chǔ)層(滲透率為0.20×10-3μm2)中的水驅(qū)開發(fā)效果。研究表明,對(duì)于厚油層及薄互層,隨著儲(chǔ)層滲透率的升高,大斜度井相對(duì)于直井的優(yōu)勢(shì)逐漸降低。以薄互層為例,繪制不同滲透率條件下儲(chǔ)層的采出程度柱狀圖(見圖5)。

    圖5 不同滲透率條件下直井、大斜度井采出程度對(duì)比

    當(dāng)儲(chǔ)層滲透率較低時(shí),大斜度井單井采出程度遠(yuǎn)高于直井;隨著儲(chǔ)層滲透率的不斷升高,直井單井采出程度明顯提升,大斜度井相對(duì)于直井的優(yōu)勢(shì)逐漸降低。

    隨著儲(chǔ)層滲透率升高,直井與大斜度井20 a水驅(qū)采出程度差值不斷降低。Ⅰ類儲(chǔ)層中,二者差值僅為0.32百分點(diǎn),采用直井即可取得較好的開發(fā)效果。對(duì)于Ⅲ類儲(chǔ)層,大斜度井與直井水驅(qū)開發(fā)效果均較差,建議優(yōu)先考慮注N2,CO2等技術(shù)開發(fā)而非注水驅(qū)替。

    不同條件下井網(wǎng)20 a水驅(qū)采出程度見表2??梢钥闯觯簩?duì)于Ⅰ類儲(chǔ)層,薄油層適宜采用大斜度井或水平井開發(fā),薄互層適宜采用直井或大斜度井開發(fā),厚油層適宜采用直井或大斜度井開發(fā);對(duì)于Ⅱ類儲(chǔ)層,薄油層適宜采用水平井開發(fā),薄互層適宜采用大斜度井開發(fā),厚油層適宜采用大斜度井開發(fā)。

    表2 不同條件下井網(wǎng)20 a水驅(qū)采出程度 %

    3.2 層間非均質(zhì)性的影響

    在薄互層儲(chǔ)層中,不同層系儲(chǔ)量及物性參數(shù)往往不同。當(dāng)主力層突出時(shí),非主力層對(duì)產(chǎn)量的貢獻(xiàn)將明顯降低。為明確主力層發(fā)育條件下油井井型的適應(yīng)性,對(duì)薄互層儲(chǔ)層進(jìn)行調(diào)整,考慮其主力層滲透率為0.20×10-3μm2,非主力層滲透率為 0.05×10-3μm2,建立強(qiáng)非均質(zhì)性時(shí)的薄互層儲(chǔ)層模型。

    儲(chǔ)層層間強(qiáng)非均質(zhì)性時(shí),大斜度井井組采出程度較水平井有所提升,但提升幅度遠(yuǎn)小于均質(zhì)條件下的提升幅度。同時(shí),水平井對(duì)于主力層的開發(fā)效果始終高于大斜度井(見圖6)。因此,當(dāng)儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性強(qiáng)、主力層突出時(shí),可考慮非主力層暫不開發(fā),優(yōu)先采用水平井開發(fā)主力層。

    圖6 層間強(qiáng)非均質(zhì)性時(shí)的井組采出程度

    4 結(jié)論

    1)大斜度井井身特征兼具直井與水平井的特點(diǎn),既保證了超低滲儲(chǔ)層中單井產(chǎn)量較高,又實(shí)現(xiàn)了多層系儲(chǔ)層有效開發(fā)。

    2)大斜度井對(duì)薄油層Ⅰ類,薄互層Ⅰ類、Ⅱ類及厚油層Ⅰ類、Ⅱ類儲(chǔ)層的開發(fā)效果較好;水平井適用于開發(fā)薄油層Ⅰ類、Ⅱ類儲(chǔ)層;直井適用于開發(fā)薄互層Ⅰ類及厚油層Ⅰ類儲(chǔ)層;Ⅲ類儲(chǔ)層物性差,不宜采用水驅(qū)開發(fā)。

    3)當(dāng)薄互層儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性強(qiáng)、主力層突出時(shí),可考慮非主力層暫不開發(fā),優(yōu)先采用水平井開發(fā)主力層。

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