朝661-80區(qū)塊封閉斷層內(nèi)部加密井的部署方法研究

閆文華，王書婷，徐長亮，史連杰，任廣明

（1. 東北石油大學(xué)， 黑龍江 大慶 163318；　 2. 大慶油田第十采油廠， 黑龍江 大慶 163318）

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朝661-80區(qū)塊封閉斷層內(nèi)部加密井的部署方法研究

閆文華1，王書婷1，徐長亮1，史連杰2，任廣明2

（1. 東北石油大學(xué)， 黑龍江 大慶 163318； 2. 大慶油田第十采油廠， 黑龍江 大慶 163318）

摘 要：朝陽溝油田朝661-80區(qū)塊油藏為低滲透油藏，目前整裝待加密區(qū)塊已經(jīng)很少，因此斷層邊部將是油田加密挖潛的對象。其中利用直井加密開發(fā)斷層附近油藏的弊端日益凸顯，大斜度井開發(fā)可行性研究的論證認為，該區(qū)塊油藏部署大斜度井開發(fā)的優(yōu)勢明顯。在斷層走向剩余油分布規(guī)律的基礎(chǔ)上運用數(shù)值模擬的方法設(shè)計斷層附近不同布井方案，并對開發(fā)方案結(jié)果進行預(yù)測，結(jié)果表明在斷層邊部部署加密井較大幅度提高單井產(chǎn)能，且適當(dāng)?shù)牟渴鸫笮倍染岣邌尉a(chǎn)量的效果更佳，此種布井方式對該區(qū)塊提高單井控制可采儲量與提高增采幅度具有重要意義。

關(guān) 鍵 詞：朝661-80區(qū)；低滲透；斷層；大斜度井；加密井

朝661-80屬于油田二類區(qū)塊，1988年底投產(chǎn)，初期采用300 m×300 m的反九點注水井網(wǎng)。截止到2004年，該區(qū)塊共有油水井177口，區(qū)塊開發(fā)效果差。為改善區(qū)塊開發(fā)效果，2005年對該區(qū)塊加密的技術(shù)界限和經(jīng)濟界限進行了論證，采用“對角線中心”加密的方式進行了加密，共布加密井82口，加密井區(qū)采油速度由加密前的0.40%提高到了加密后的0.95%，目前保持在0.65%的水平。剩余井區(qū)當(dāng)時未達到加密調(diào)整的經(jīng)濟下限，沒有進行加密調(diào)整。目前采油速度只有0.28%，采出程度12.40%，開發(fā)效果較差。多年加密過后剩余油主要分布在斷層附近位置，利用直井很難挖潛這部分剩余油，而大斜度井是可以兼顧多套層系，使井的軌跡始終沿著構(gòu)造高部位，深入剩余油內(nèi)部［1-6］。因此對該區(qū)塊進行了大斜度井與直井相結(jié)合的開發(fā)方案。

1 油藏概況

朝661-80區(qū)塊位于朝陽溝背斜向翻身屯背斜構(gòu)造過渡的部位，斷層走向以近南北為主，斷層密度為0.60條/km2，延伸長度一般在1.0～3.6 km，斷距8.5～55.0 m；1988年10月投入開發(fā)，初期區(qū)塊日產(chǎn)油201 t，1989年5月轉(zhuǎn)入注水開發(fā)。2005年采用“對角線交點”方式加密，共布加密井82口。目前區(qū)塊地質(zhì)儲量967.35×104t，累產(chǎn)油為171.13×104t，綜合含水41.23%，采出程度為17.69%。

2 大斜度井的地質(zhì)設(shè)計

2.1 斷層加密區(qū)塊的剩余油分布

為了更好的了解和掌握該區(qū)塊的剩余油分布情況，用模擬軟件（Eclipse）的方法對該區(qū)塊進行了三維三相的黑油模型建立，經(jīng)過歷史擬合后，進行了剩余油分布規(guī)律的研究［7，8］。

朝陽溝油田為低滲透油田，多年的打井和加密井的部署以及復(fù)雜的油水關(guān)系，所以剩余油部分比較零散，下圖可以看出該區(qū)塊經(jīng)過多年的開發(fā)剩余油所剩不多，唯獨在各個斷層邊部還有相對比較富集的剩余油區(qū)域，根據(jù)數(shù)值模擬的結(jié)果分析出，該區(qū)塊的剩余油分布類型主要分以下三種：1）注采不完善形成的剩余油；2）斷層遮擋形成剩余油；3）砂巖邊部區(qū)剩余油。

2.2 大斜度井目的層選取

利用大斜度井開采需滿足埋深、滲透率、油層厚度以及可采儲量等方而的地質(zhì)條件，為了重新落實地層，我們對研究區(qū)塊進行精細地層對比［9，10］。然后結(jié)合朝陽溝斷層周圍剩余油分布情況，將大斜度井開發(fā)目的層確定為FⅠ14，F(xiàn)Ⅱ52，F(xiàn)Ⅲ32，F(xiàn)Ⅲ33，F(xiàn)Ⅲ41，F(xiàn)Ⅲ43，F(xiàn)Ⅲ52和FⅢ53滿足地質(zhì)條件（圖1）。

圖1 斜井段長度對開發(fā)指標(biāo)的影響Fig.1 Slope length's influence on the development index

3 斷層附近加密井的方案設(shè)計及預(yù)測結(jié)果

3.1 方案設(shè)計

在C661-80區(qū)塊斷層邊部剩余油分布研究基礎(chǔ)上，利用Eclipse數(shù)值模擬在距離斷層60 m附近處布加密井，分別設(shè)計了直井方案和直井與大斜度井交叉方案，具體如下：

方案1：2014年7月底，保持原有生產(chǎn)方式進行生產(chǎn)，預(yù)測21年，此方案作為基礎(chǔ)方案。

方案2：2014年7月底，在分析該區(qū)塊剩余油分布規(guī)律后，在剩余油較富集地區(qū)布直井10口，預(yù)測21年。此方案的設(shè)計參數(shù)見表1。

表1 加密井的設(shè)計參數(shù)表（一）Table 1 Design parameters of infill wells（1）

方案3：2014年7月底，根據(jù)方案2布的直井地面位置，通過了解各個層析的剩余油數(shù)據(jù)，在地面位置不變的情況下，每層剩余油富集的部位打大斜度井，控制在斜度交60°以內(nèi)，斷層附近布直井6口，大斜度井4口，預(yù)測21年。此方案的設(shè)計參數(shù)見表2。

大斜度井井段示意圖見圖2-5。

表2 加密井的設(shè)計參數(shù)表（二）Table 2 Design parameters of infill wells（2）

圖2 大斜度井C97-13井段示意圖Fig.2 Highly deviated well section of C97-13 well schematic diagram

圖3 大斜度井C101-9井段示意圖Fig.3 Highly deviated well section of C101-9 well schematic diagram

圖4 大斜度井C107-7井段示意圖Fig.4 Highly deviated well section of C107-7 well schematic diagram

圖5 大斜度井C108-13井段示意圖Fig.5 Highly deviated well section of C108-13 well schematic diagram

3.2 方案預(yù)測結(jié)果

經(jīng)過各個方案的數(shù)值模擬結(jié)果，得到加密井的指標(biāo)預(yù)測結(jié)果，其對比表見表3。并且得到加密井控制新增地質(zhì)儲量及可采儲量在各個方案的對比結(jié)果，見表4。

表3 加密井的指標(biāo)預(yù)測結(jié)果對比表Table 3 Contrast table of infill wells index prediction results

表4 加密井控制新增地質(zhì)儲量及可采儲量各方案對比表Table 4 Infill well control new geological reserves and recoverable reserves of each scheme comparison table 104t

方案1是在模型中，原有生產(chǎn)方式下不做任何調(diào)整進行生產(chǎn)預(yù)測，預(yù)測21年到2035年7月，累產(chǎn)油量為206.04×104t，采出程度21.29%，含水率為89.12%。方案2是在方案1的基礎(chǔ)上，在斷層周圍布10口加密直井，預(yù)測21年到2035年7月，累產(chǎn)油量為215.8×104t，采出程度22.4%，含水率為88.4%；采出程度比基礎(chǔ)方案提高1.11%，含水下降了0.72%。方案3是在方案1的基礎(chǔ)上，大斜度井斜井井段長度的最優(yōu)長度，預(yù)測21年到2035年7月，累產(chǎn)油量為219.98×104t，采出程度22.84%，含水率為88.4%；采出程度比基礎(chǔ)方案提高1.55%，含水下降了3.02%。因而針對斷層附近剩余油富集的層位部署加密井進行開發(fā)，在一定程度上完善了注采井網(wǎng)，加強了開發(fā)力度，提高產(chǎn)油量，作為油田下部開發(fā)方案是可行的。

4 結(jié) 論

（1）朝661-80區(qū)塊剩余油分布類型主要分三種：注采不完善形成的剩余油，斷層遮擋形成剩余油，砂巖邊部區(qū)剩余油。

（2）大斜度井斜井井段長度的最優(yōu)長度為400～600 m。

（3）數(shù)值模擬的結(jié)果表明：利用斷層附近布加密井進一步開發(fā)的采出程度比基礎(chǔ)方案提高1.55%，含水下降了3.02%。建議斷層附近下一步布加密井。

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Study on Infill Well Pattern in Internal Sealing Fault of Chaoyanggou 661-80 Block

YAN Wen-hua1，WANG Shu-ting1，XV Chang-liang1，SHI Lian-jie2，REN Guang-ming2
（1. Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318， China；2. Daqing Oilfield Company the Tenth Oil Production Plant， Heilongjiang Daqing 163318， China）

Abstract:661-80 Block reservoir of Chaoyanggou oil field is low permeability reservoir， the blocks ready for infill well pattern are very few， so the fault edge is oilfield exploration object for infill well pattern. The disadvantages of the use of vertical wells infill development near fault reservoir is growing， high angle wells development feasibility study demonstrated that the advantage of high angle block reservoir development is obvious. Based on analysis of the remaining oil distribution at the fault， numerical simulation method was used to design fault well spacing， and the result of the development plan was forecasted. The results show that the fault side deployment of infill well can greatly improve the single well productivity， and the proper deployment of high angle wells has better effect to increase production of single well， the well spacing mode to improve the single well production of the recoverable reserves and improve the increase amplitude is of great significance.

Key words:The 661-80； Low permeability； Fault； Highly deviated well； Infill well

中圖分類號：TE 122

文獻標(biāo)識碼：A

文章編號：1671-0460（2016）02-0418-03

基金項目：中國石油科技創(chuàng)新基金“特高含水期二元驅(qū)多段賽等流度驅(qū)油方法研究，項目號：2013D-5006-0203。

收稿日期：2015-09-16

作者簡介：閆文華（1967-） 女，黑龍江大慶人，教授，博士，2009年畢業(yè)于東北石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，研究方向：從事油田開發(fā)及提高采收率研究。Email:dqyanwh@163.com。