低滲透油藏水平井井網優化研究

張劍風 (中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠,黑龍江大慶 163853)

低滲透油藏水平井井網優化研究

張劍風 (中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠,黑龍江大慶 163853)

大慶西部外圍古龍南地區未動用儲量基數大,是大慶油田未來開發的重要區域之一,該區屬于低滲透油藏,采用直井開發難以建立有效驅替,單井產量低,開發效果差。近年來,隨著水平井開發技術的引入,該區難采儲量得以動用。以茂15-1區塊為例,闡述了利用人工裂縫建立有效驅替的水平井井網優化技術,包括有效驅動距離計算、井網單元的優選以及井距排距的確定等。現場施工表明,水平井井網優化能夠實現有效驅替,可以取得較好的開發效益,對低滲透油藏難采儲量的動用具有指導意義。

低滲透油藏;水平井;井網優化;人工裂縫

目前,隨著油田開發對象逐漸轉向品質差的儲量,直井注水開發暴露出單井產量低、注水井吸水能力低、難以建立有效驅替等問題[1-4]。近年來,水平井在低滲透油田開發中發揮了重要作用,隨著水平井應用范圍的擴大,水平井井網優化越來越重要。低滲透油藏一般儲層連通性差,滲流阻力大,能量消耗快,只有適當縮小注水井和采油井的距離,采用合理的井網密度,才能建立起有效的驅動體系,進而提高水驅控制程度并獲得較高采收率[5]。茂15-1區塊位于松遼盆地北部中央坳陷區齊家-古龍凹陷南端古龍南地區,開發目的層為葡萄花油層,沉積類型主要為席狀砂,砂體發育穩定,但儲層厚度薄,平均單井有效厚度1.04m/層;物性差,平均孔隙度為15.3%,滲透率3.8m D,屬于低孔特低滲透油藏;油水關系相對簡單,且主力層發育穩定。從相鄰的同樣地質條件的已開發油田看,單井產量低,效益差,難以建立有效驅替,開發效果差。因此,該類儲量一直長期擱置,有效動用難度大。下面,筆者對低滲透油藏水平井井網優化問題進行了研究,以便為低滲透油藏的開發提供幫助。

1 有效驅動距離計算

為了能夠建立有效驅替,井網優化時,首先要確定區塊極限驅替距離。低滲透油藏普遍存在滲透率越低,其啟動壓力梯度越大。為此,利用茂15-1區塊巖心分析資料,建立了該區啟動壓力梯度計算公式:

式中,λ為啟動壓力梯度,MPa/m;K為滲透率,m D;L根限為極限驅動井距,m;Pw為注水井流壓,MPa;Pf為油井流壓,MPa;L有效為有效驅動井距,m;c為單位換算系數;n為排距與井距之比;μ為原油地層黏度,mPa·s;η為穩定采液強度,t/(d·m);h為有效厚度,m。

2 井網單元的確定

在確定井網單元時,應考慮人工壓裂裂縫的開啟方向,即地應力方向和水平井井筒之間夾角的關系。通過已投產的相鄰區塊生產情況及前人研究成果[6]可知,在儲層非均值性較弱的席狀砂地區,井筒方向與人工裂縫夾角越大,累計采油量越大。因此,在設計井網單元時,僅考慮水平井井筒與地應力夾角為90°時井網類型,共設計4種井網單元(見圖1)。

利用Eclipse數值模擬軟件,在不考慮水平井井筒內摩擦損失的條件下優選適合的井網單元,發現井網形式3(五點交錯排狀)的采出程度最高 (見圖2),綜合含水最低 (見圖3)。從不同井網形式流行分布數值模擬結果看 (見圖4),井網形式3(五點交錯排狀)驅油效果最好,死油區最少。因此,最終井網單元為五點交錯排狀。

圖1 井網單元示意圖

圖2 不同井網形式下采出程度數值模擬圖

圖3 不同井網形式下綜合含水數值模擬圖

3 井距排距的確定

水平井人工裂縫的長度及裂縫間距決定著水平井的產能。裂縫長度太長,會縮短無水采油期;裂縫長度太短,會增大井網密度或者無法建立有效驅替。裂縫間距太大,會降低泄油面積,降低單井產量;裂縫間距太小,不僅不能增產,還會導致壓裂施工失效[7-8]。因此,結合目前水平井壓裂工藝技術現狀,設計了不等縫長和等縫長2種方式共8套方案 (見圖5)。

圖4 不同井網形式流線分布數值模擬圖

圖5 壓裂縫長及縫組合方式示意圖

從不同方案的數值模擬結果看,方案2(縫長150-120-100-100-120-100-100-120-150m,縫間距50m,水井正投影位置左右各間隔50m)采出程度最高(見圖5),綜合含水最低(見圖6)。因此,在實際壓裂過程中,以方案2為設計原則,結合水平井實際鉆遇情況,優化裂縫布局及長度。

圖5 不同壓裂縫組合方式下采出程度數值模擬圖

圖6 不同壓裂縫組合方式下綜合含水數值模擬圖

因此,綜合數值模擬結果,以 “紡錘形”布置人工壓裂縫,最大半縫長150m,建立了 “縫網匹配”井排距計算模型(見圖7),從而計算井距排距為300m×300m,有效驅動距離為225m,水平井長度為700m。

4 應用效果

茂15-1區塊采用300m×300m的五點交錯排狀法布置井網,共部署開發井176口,其中水平井43口,水平井水平井段長度700m。該區目前已經投產16口水平井,其中5口水平井采取天然能量開發,另外11口水平井采用同步注水開發。從實際生產情況看,同步注水的水平井平均月遞減率4.8%,而天然能量開發水平井遞減率7.7%,通過注水受效使得月遞減率減緩了2.9%,且水平井受效后平均單井增油幅度達到53.3%。同時,地層壓力監測資料表明,注水開發后平均地層壓力由21.3MPa略降到20.2MPa,地層壓力保持水平為94.8%。因此,對水平井井網優化能夠實現有效驅替,且具有較好的開發效果。

圖7 茂15-1區塊“縫網匹配”示意圖

[1]齊振林.大慶外圍低滲透油氣田開采實用技術[M].北京:石油工業出版社,2002.

[2]裘懌南.低滲透砂巖油藏開發模式[M].北京:石油工業出版社,2002.

[3]李道品.低滲透油田開發[M].北京:石油工業出版社,1999.

[4]凌宗發,胡永樂,李保柱,等.水平井注采井網優化[J].石油勘探與開發,2007,34(1):65-73.

[5]侯曉春,陸程,蔡文,等.低滲透儲層水平井一直井聯合布井極限注采井距研究[J].現代地質,2008,22(1):91-96.

[6]龐長英,程林松,馮金德,等.水平井直井聯合井網產能研究[J].石油天然氣學報(江漢石油學院學報),2006,28(6):113-116.

[7]柳明,張士誠,雷鑫,等.人工裂縫與水平井筒的夾角對開發效果的影響[J].西安石油大學學報(自然科學版),2012,27(2): 58-61.

[8]陳輝,孫秀芝,呂廣忠.壓裂水平井裂縫布局研究[J].石油天然氣學報(江漢石油學院學報),2013,35(1):141-144.

[編輯] 李啟棟

TE324

A

1673-1409(2014)20-0073-03

2014-03-13

國家高技術研究發展(863)計劃項目(2013AA064903)。

張劍風(1981-),男,碩士,工程師,現主要從事低滲透油田地質及測井綜合解釋方面的研究工作。