區塊井網確定及參數優化研究

陳明(大慶油田有限責任公司第四采油廠，黑龍江 大慶 163511)

區塊井網確定及參數優化研究

陳明(大慶油田有限責任公司第四采油廠，黑龍江 大慶 163511)

本文根據海上A區塊特征及地質概況，應用Petrel軟件隨機建模方法建立三維地質模型，同時應用Eclipse軟件模擬黑油以及凝析氣的開采過程。在此基礎上根據海上油氣田開發原則，選擇以直井為主，水平井以及叢式井為輔的井網部署方案，將水平井水平段均布于第CPEDC3段主力油層部位，同時將叢式井的水平井段布于第CPEDC2含凝析氣段，以便于后期對凝析氣藏的開采。根據數值模擬結果優選出最佳井網部署方案：全區塊采用直井+水平井+叢式井，以先采油后采氣的為開發原則，井網為交錯井網部署，水平段沿最小主應力方向鉆進，水平井水平段長度400m，井軌道優選為三段式開采，井距為500m。

海上油氣田；井網部署；水平井；參數優化

我國海域油氣資源豐富，目前陸地油氣產量已逐年減少，但對石油的需求量卻穩步增長，因此海上油氣田的高產穩產已成為國家石油產量增長和產量接替的重要部分，所以我們就要提升對海上油氣田高效開發的重視[1-2]。近年來，世界各國在產油氣區域也發現大量的凝析氣藏，因此對凝析氣藏的開發也越來越重視[3-4]。不同的井型井網及開發參數對帶有凝析氣的海上油氣田的開發效果都有著不同的影響，因此我們需要對海上A區塊井型井網及各參數進行優化，為其提供一定的理論依據，促進海上油氣田的高效合理開發。

1 A區塊基本概況

A區塊為一具有復雜斷層的半背斜斷塊油氣藏。工區面積約5.5km2，東西寬約1858m，南北長約2980m。構造區距離最近港口油庫為120海里，區域水深1350～1525m。

2 開發層系

A油田自上而下揭示的地層層系包括：第四系A組，新近系B1組、B2組，古近系C1組、C2組。區域上將C2組細分為四段，本油田主要鉆遇CPEDC1、CPEDC2、CPEDC3段，主力含油層系為C2組CPEDC3段，其中CPEDC3段又細分為上、中、下三個亞段。A區塊層系相對簡單，且其構造形態為一被斷層復雜化、北東走向的半背斜，有一系列近東西向伴生斷層，致使區內斷裂較為發育。由于此次開采主要針對CPEDC3、CPEDC2層進行開發，CPEDC2層除了油之外還含有部分凝析氣，凝析氣的面積相對較小且較集中，含氣層段的原始氣-油界面是一致的，且上下兩層有良好的隔層，除凝析氣的區域，兩層物性差距不大，層間無夾層，屬性依次過渡，不存在阻隔的問題縱向上連續，利于同時進行開采綜合考慮，無分層開采的必要，即合采即可。

3 井型選擇

由于海上油田的開發投資遠遠高于陸地油田，并且海洋石油開采依托海洋石油平臺，因此需要進行高速有效的開采技術，目前用于國內外海洋油氣開發的生產井種類主要有直井、水平井、叢式井等類型。直井工藝簡單，鉆進風險小，投資成本低，尤其是在油氣價格相對較低時，在深海開采，鉆直井就有很大的優勢。水平井油井泄油面積增大，滲流阻力減小，大幅度地提高了單井產量以及油藏的采收率，可以減小海上平臺的數目，降低開發成本，提高開發效益[5-6]。叢式井可以節約節省空間，適用于海洋油氣平臺的施工要求，還可以增加油層的裸露面積，提高釆收率，減少鉆井費用等[7]。

由于A區塊屬于深海開發，直井可以有效的減少成本和開采難度，叢式井、水平井進行輔助開發，這樣可以在較小的生產壓差下完成開采，保證以較高的采油速度進行生產。結合已經開發的海洋油田實例經驗，在儲量相對較低的部分采用垂直井，豐度較高的地方布置叢式水平井，而對于含油量豐度高，但含有斷層的位置布置水平井，因為可以利用水平井橫穿多個油層，增大泄油面積，控制更多的儲量，提高開采效益，合理開發“地下立體井網”，做到“少井高產和高采收率”。

4 井網部署

井網布置取決于地質條件和開發要求兩個要素。A油田采用一套層系、稀井網開發，以少井高產為開發原則，主要考慮的地質儲層因素有斷層發育的特征和方位、滲透率、油的地質儲量、凝析氣的地質儲量、油氣資源的豐度等。

5 結語

1.根據海上油氣田開發原則，確定以直井為主，水平井以及叢式井為輔的井網部署方案。

2.水平井水平段沿最小主應力方向鉆進，水平段長度為400m，井軌道優選為三段式開采，井距為500m。

3.根據預測結果，該方案初期產油量適中，產量遞減相對適中，最終采收率為30.8%。

[1]周守為.海上油田高效開發技術探索與實踐[J].中國工程科學,2009,10:55-60.

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[5]李延杰.海上稠油油藏水平井蒸汽吞吐開發技術研究[D].中國石油大學(華東),2014.

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