DS 區(qū)塊低滲儲層油藏工程設計

張玉欣，夏志增，于晨曉，段文慧，王查荀

（山東石油化工學院，山東東營 257061）

我國低滲油藏儲量豐富，在已探明的原油地質儲量中占70%以上，已成為勘探開發(fā)研究的主體[1-2]。相對于中高滲油藏，低滲油藏孔喉結構復雜、非均質性強，物性普遍較差[3-4]，開發(fā)難度更大。

目前，多數油藏開發(fā)方案的設計以技術指標為主，經濟指標的考慮較少[5-6]，且大多未考慮油價的波動。為研究DS 區(qū)塊的合理開發(fā)方案，通過層系劃分、開發(fā)方式選擇和井網井距設計等，使用數值模擬方法分別預測了壓裂條件和不壓裂條件下的開發(fā)指標，并通過計算不同油價下的凈現值，優(yōu)選了研究區(qū)的油藏工程方案。

1 油田概況

研究區(qū)地質儲量為1.616 4×108t，為大型中孔低滲輕質油藏。儲層巖性以泥質細砂巖為主，油層埋藏較深，在1 700～2 220 m；主力層S2 共發(fā)育3 個砂層組（S2-1、S2-2 和S2-3），砂層厚度在111.00～213.40 m；發(fā)育四條弱封閉小斷距斷層，平均斷距為12～20 m。

區(qū)塊流體總體屬于一般黑油，地面原油密度為0.673 2 g/cm3，地面原油黏度為1.75 mPa·s，平均孔隙度為17.6%，平均滲透率為12.63 mD，儲層具有強應力敏感的特征。

2 數值模擬模型建立

研究區(qū)總面積約為80.00 km2，根據地層特征、沉積韻律發(fā)育特點和油藏規(guī)模，平面網格單元步長劃分為100 m×100 m，網格總數為25.85×104個，得到的模擬模型見圖1。

圖1 儲層模型示意圖

試油試采資料顯示，試采井C10 和C14 的初期日產油分別為32.4 m3和21.2 m3。對兩口試采井C10 和C14 進行了擬合研究（圖2、圖3），擬合誤差分別為4.2%、2.5%，擬合精度較高，驗證了模擬模型的可靠性。

圖2 累計產油量擬合結果-C10 井

圖3 累計產油量擬合結果-C14 井

3 油藏工程設計

3.1 層系劃分

研究區(qū)主力油層厚度較大，故將砂層組S2 劃分為兩套層系進行開發(fā)，見表1。兩套層系地質儲量相當，層系之間具有穩(wěn)定的泥巖隔層，能夠保證層系之間不發(fā)生干擾。

表1 層系劃分

3.2 開發(fā)方式選擇

應力敏感性實驗表明，儲層具有強應力敏感性，因而天然能量開發(fā)滲透率損失大[7-9]。不同生產壓差下的滲透率與初始滲透率的比值見圖4。由圖4 可以看出，隨壓差增大，滲透率降低十分顯著。若采用天然能量開采，早期產量降低十分明顯（圖5）。因此，應保持地層壓力開發(fā)，將壓力保持在不使?jié)B透率發(fā)生明顯下降水平上，建議采用早期注水開采。

圖4 不同生產壓差下的滲透率變化曲線圖

圖5 天然能量開采產量遞減曲線

3.3 井網井距設計

由于目的層厚度較大，可采用直井開采。選取研究區(qū)典型參數，分別建立五點法、反七點法、反九點法井網典型井組模型，進行15 年的開采模擬研究。各模型的采出程度、井均日產油、含水率等開發(fā)指標見表2。由表2 可以看出，五點法井網具有最高的采出程度和井均日產油，因此開發(fā)井網選為五點法井網。

表2 不同井網形式下的開發(fā)指標

為確定最優(yōu)井距，在前述典型五點法井網模型基礎上，建立了300、400、500、600 m 的模擬模型，不同井距條件下的累計產油量變化見圖6。

圖6 不同井距下的累計產油量變化曲線

對比不同井距下的累計產油量可以看出，開采初期井距為300 m 時產量較高，但由于單井控制的地質儲量小，因而后期產量增幅變小；500 m 井距和600 m井距的累計產油量相差較小，考慮到前者的采油速度更高，選擇500 m 井距進行開發(fā)。

3.4 壓裂參數選擇

低滲儲層由于滲透率低，普遍進行儲層壓裂改造以提高油井產能。裂縫導流能力和壓裂規(guī)模（裂縫半長）是儲層壓裂的主要指標。根據室內支撐劑評價實驗，裂縫導流能力設計為225 mD·cm。

在五點法井網模型基礎上，對裂縫半長進行優(yōu)選。為避免過早水竄，僅對生產井進行壓裂。模擬結果見圖7。由圖7 可以看出，裂縫半長越大，累計產油水平越高，當裂縫半長達到一定程度后，增加裂縫半長對產量的貢獻明顯減弱，裂縫半長為60 m 和80 m 的累計產油量曲線重合，因此選擇裂縫半長為60 m。

圖7 不同裂縫半長下的累計產油量變化曲線圖

4 開發(fā)指標預測

根據上文的研究結果，開展井網部署和技術指標預測。總井數均為426 口，其中生產井215 口，注水井211 口。對兩套層系分別進行不壓裂、壓裂兩種方案的設計，兩套層系的井網部署見圖8，預測開發(fā)指標見表3。由表3 可以看出，兩套層系壓裂后的采出程度增加明顯，比不壓裂條件下高約4%。

表3 不同開發(fā)方案開發(fā)指標（15 年）

圖8 井網部署示意圖

5 經濟評價

近年來，國際油價波動較大。采用凈現值法[10-11]進行開發(fā)方案的經濟評價。凈現值是指在項目計算期內，按行業(yè)基準折現率或其他設定的折現率計算的各年凈現金流量現值的代數和，如式（1）所示。

式中：FNPV-財務凈現值，億元；Ci-現金流入量，億元；Co-現金流出量，億元；n-計算期，年；ic-基準收益率或設定的收益率，本文取8%。

兩套層系在壓裂條件和不壓裂條件下的凈現值見圖9、圖10。由圖9、圖10 可以看出，在壓裂條件和不壓裂條件下，兩套層系的平衡油價在50～60 美元。因此，當油價低于60 美元時，不進行壓裂時獲得的經濟效益更高；當油價高于60 美元后，采用壓裂方案更好。

圖9 第一套層系不同油價下的凈現值

圖10 第二套層系不同油價下的凈現值

6 結論

（1）研究區(qū)塊目的層厚度大且應力敏感性強，可分為兩套層系開發(fā)，采用直井五點法井網進行早期注水開采，井距為500 m，裂縫的導流能力為225 mD·cm，裂縫半長設計為60 m。

（2）低滲油藏的開發(fā)應綜合考慮技術指標和經濟指標。壓裂后儲層采出程度更高，較不壓裂條件下高約4%；當油價低于60 美元時，不壓裂獲得的經濟效益更高；當油價高于60 美元時，壓裂獲得的經濟效益更高。