王立東　(中石油大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠地質(zhì)大隊，黑龍江 大慶 163517)

永樂油田源271區(qū)塊低滲透油藏超前注水方案優(yōu)化研究

王立東(中石油大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠地質(zhì)大隊，黑龍江 大慶 163517)

[摘要]低滲透油田滲透率低,油層滲流阻力大,壓力傳導(dǎo)能力差。超前注水正是針對低或特低滲透油層具有啟動壓力梯度及油層具有彈-塑性變形等特點(diǎn)而根據(jù)非達(dá)西滲流提出的改善這類儲層開發(fā)效果的一項技術(shù)。利用數(shù)值模擬方法進(jìn)行超前注水方案優(yōu)化研究,以便合理制定超前注水時機(jī)和合理注水強(qiáng)度等,提高單井產(chǎn)量。同時開展源271區(qū)塊超前注水配套措施組合優(yōu)化研究,通過預(yù)測油井普通射孔及壓裂,以及不同方向定向射孔、定向壓裂的開發(fā)效果,確定最優(yōu)的措施方案。

[關(guān)鍵詞]低滲透油藏;超前注水;數(shù)值模擬

永樂油田在區(qū)域構(gòu)造上屬于三肇凹陷南部的模范屯鼻狀構(gòu)造，處于模范屯鼻狀構(gòu)造西翼向永樂向斜傾沒的斜坡上。源271區(qū)塊位于臺105區(qū)塊南部，整體構(gòu)造形態(tài)呈南高北低、東高西低，該區(qū)塊構(gòu)造起伏相對平緩，地層傾角為1~2°。區(qū)塊內(nèi)發(fā)育較大的斷層4條，均為正斷層，斷層走向以近南北向?yàn)橹鳎浯螢橐恍┍逼飨驍鄬?，斷距?0~35m，傾角為40~50°，延伸1~3km。葡萄花油層頂面構(gòu)造埋深-1330~-1240m。

源271區(qū)塊為三角洲前緣相-湖相過渡類型沉積。根據(jù)巖心和測井曲線所反映的砂體沉積特征，將葡萄花油層劃分為3種沉積微相：主體席狀砂、非主體席狀砂、席間透鏡狀砂。垂向相序?yàn)槠息裼徒M5~6層以湖相沉積為主，葡Ⅰ油組2~4層為三角洲外前緣相沉積。區(qū)塊儲層分布較穩(wěn)定，多為成片分布，砂體由北向南厚度逐漸變薄。油層鉆遇率較高，統(tǒng)計源271區(qū)塊69口完鉆直井鉆遇情況，平均單井鉆遇砂巖厚度4.68m，有效厚度3.35m，其中葡Ⅰ油組4-1小層平均單井鉆遇砂巖2.05m，有效砂巖厚度1.54m，鉆遇率100%。

1源271區(qū)塊超前注水方案優(yōu)化

根據(jù)源271區(qū)塊儲層特點(diǎn)，結(jié)合國內(nèi)外該類油藏開發(fā)成功的經(jīng)驗(yàn)，通過超前注水量[1，2]的優(yōu)化設(shè)計、超前注水時機(jī)及合理注水強(qiáng)度優(yōu)化技術(shù)提高單井產(chǎn)量[3]、提高油層壓力等開發(fā)技術(shù)，解決儲層改造及壓力水平低的問題，為進(jìn)一步提高油田開發(fā)水平奠定基礎(chǔ)。

1.1　超前注水合理注水強(qiáng)度的確定

注水強(qiáng)度，即單位有效厚度的日注水量，它是油藏注水開發(fā)的重要參數(shù)之一，合理的注水強(qiáng)度有利于提高油藏的開發(fā)水平。目前，油藏合理注水強(qiáng)度的確定方法主要3種：一是根據(jù)油藏開發(fā)整體注采平衡需要，采用數(shù)值模擬方法確定；二是利用注水強(qiáng)度與采油速度及注采井距的關(guān)系確定；三是利用儲層巖石的毛細(xì)管力曲線方法確定。筆者采用數(shù)值模擬方法來確定試驗(yàn)區(qū)水井的合理注水強(qiáng)度。

按超前注水時間為6個月，超前注水時注水壓力為14MPa進(jìn)行預(yù)測，超前注水結(jié)束后，按照不同的注水強(qiáng)度注水，將生產(chǎn)10年后的采收率進(jìn)行對比，結(jié)果如圖1所示。

圖1　生產(chǎn)10年后采收率與注水強(qiáng)度的關(guān)系

從圖1可見，當(dāng)注水強(qiáng)度超過4m3/(d·m)時，采收率上升幅度降緩；超過6m3/(d·m)后，采收率基本不再上升。并且注水強(qiáng)度越大，注水量也越大，對注水設(shè)備要求也更高，而且注水成本也將大大提高。因此，選擇合理的注水強(qiáng)度為4m3/(d·m)。

1.2　超前注水合理投產(chǎn)時機(jī)的確定

利用數(shù)值模擬方法，采取注水井定液(注水強(qiáng)度為4m3/(d·m))、生產(chǎn)井定壓的生產(chǎn)方式，預(yù)測不同地層壓力保持水平下的開發(fā)效果，對比分析并確定超前注水合理投產(chǎn)時機(jī)。

1)方案設(shè)計共設(shè)計了12個方案，具體見表1。

表1　超前注水合理投產(chǎn)時機(jī)的12個方案

表2　不同超前注水時間投產(chǎn)時壓力保持水平及注入體積

2)超前注水合理投產(chǎn)時機(jī)的確定不同壓力保持水平時對應(yīng)的超前注水時間及所注孔隙體積見表2，不同壓力保持水平及初期日產(chǎn)油量和生產(chǎn)10年后采收率如圖2所示。

從圖2中可以看出，地層壓力保持水平越高，初期日產(chǎn)油量越大；采收率隨著地層壓力保持水平的增加而先增加后減少。地層壓力保持水平在115%~118%之間時，即超前注水時間為4~6個月，注入孔隙體積為0.01~0.02PV時，初期投產(chǎn)日產(chǎn)油量較高，且生產(chǎn)10年后采收率均較高。因此，地層壓力恢復(fù)到115%~118%時投產(chǎn)效果最佳，此時超前注水時間為4~6個月，合理的注入孔隙體積為0.01~0.02PV。

1.3　生產(chǎn)井合理井底流壓的確定

超前注水結(jié)束后，油井開始投產(chǎn)，生產(chǎn)井井底流壓的大小直接影響油藏的開發(fā)效果，影響油藏最終采收率的大小。井底流壓過大，則影響油田的采油速度，不能達(dá)到油田生產(chǎn)要求；井底流壓過小，造成生產(chǎn)壓差過大，注入水指性突進(jìn)，油井過早見水，甚至水淹。因此，確定合理的井底流壓，是油藏開發(fā)前需做的重要工作之一。

超前注水至地層壓力保持水平為118%后，按4m3/(d·m)注水強(qiáng)度注水，生產(chǎn)井采用定壓(井底流壓分別為1、3、5、8、12、14MPa)生產(chǎn)的方式進(jìn)行預(yù)測，生產(chǎn)10年后，試驗(yàn)區(qū)采收率與井底流壓的關(guān)系如圖3所示。

圖2　生產(chǎn)10年后采收率與壓力保持水平的關(guān)系曲線　　　圖3　生產(chǎn)10年后試驗(yàn)區(qū)采收率與井底流壓的關(guān)系曲線

從圖3中可以看出，生產(chǎn)10年后試驗(yàn)區(qū)采收率隨著井底流壓的增大先增加后減少，當(dāng)井底流壓為3MPa時，采收率最大，超過3MPa時，采收率先緩慢下降，當(dāng)井底流壓超過5MPa后，采收率下降速度開始加快，這是因?yàn)榫琢鲏涸礁撸捎退俣仍铰?，造成生產(chǎn)10年后采收率較低；井底流壓過小時，產(chǎn)液、產(chǎn)油速度將增加，但容易造成注入水的指進(jìn)，油井過早見水，從而導(dǎo)致波及體積的降低，影響油田開發(fā)最終采收率。當(dāng)井底流壓為3~5MPa時，生產(chǎn)10年后采收率均較高，因此，確定油井合理的井底流壓為3~5MPa。

2源271區(qū)塊超前注水配套措施組合優(yōu)化研究

為進(jìn)一步提高超前注水整體開發(fā)效果，開展措施組合優(yōu)化研究，利用數(shù)值模擬方法預(yù)測不同方向定向射孔、定向壓裂的開發(fā)效果，通過對比分析，確定最優(yōu)的措施組合方案。

2.1　不同方向定向壓裂下的開發(fā)效果對比

1)方案設(shè)計為了進(jìn)行不同方向定向壓裂下的開發(fā)效果對比，設(shè)計了如下4種方案：①方案1——生產(chǎn)井全部壓裂，裂縫方向0°(正南北向)；②方案2——生產(chǎn)井全部壓裂，裂縫方向45°；③方案3——生產(chǎn)井全部壓裂，裂縫方向90°(正東西向)；④方案4——生產(chǎn)井全部壓裂，裂縫方向135°。

2)最佳壓裂方向的確定不同壓裂方向下，預(yù)測生產(chǎn)10年后試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)井累計產(chǎn)油量見圖4。

圖4　生產(chǎn)10年后試驗(yàn)區(qū)累計產(chǎn)油量與壓裂方向的關(guān)系

從圖4可以看出，定向壓裂方向?yàn)?5°時，生產(chǎn)10年后試驗(yàn)區(qū)累計產(chǎn)油量最低，僅56459.1t；壓裂方向在45~135°之間時，隨著壓裂角度的增加，累計產(chǎn)油量大幅度增加；當(dāng)壓裂方向?yàn)?35°時，累計產(chǎn)油量最高，為56604.94t，高出壓裂方向?yàn)?5°時累計產(chǎn)油量145.84t，效果顯著；壓裂方向?yàn)?0°時，累計產(chǎn)油量為56542.51t，與壓裂方向135°時僅相差62.43t，相差較小。因此，壓裂方向在90~135°之間時，開發(fā)效果較好。從圖4還可以看出，隨著壓裂角度的增加，全區(qū)累計產(chǎn)油量隨之增加，當(dāng)壓裂方向超過90°時，累計產(chǎn)油量達(dá)到較高水平，且隨著壓裂角度的增加，累計產(chǎn)油量上升變緩，故從全區(qū)生產(chǎn)井開發(fā)效果來看，壓裂方向在90~135°時，開發(fā)效果較好。

綜上所述，定向壓裂方向?yàn)?35°時，生產(chǎn)10年后開發(fā)效果最好，壓裂方向?yàn)?0°時，開發(fā)效果亦相對較好，而壓裂方向?yàn)?°和45°時，開發(fā)效果較差。因此，確定合理的定向壓裂方向應(yīng)為90~135°。

2.2　不同方向定向射孔下的開發(fā)效果對比

2.2.1單方向射孔的開發(fā)效果對比

1)方案設(shè)計為了篩選出最佳的射孔方向，首先對單方向射孔的開發(fā)效果進(jìn)行對比。設(shè)計如下4種方案：①方案1——射孔方向0°(180°)(正南北向)；②方案2——射孔方向45°(225°)；③方案3——射孔方向90°(270°)(正東西向)；④方案4——射孔方向135°(315°)。

2)確定最佳的單向射孔方向不同射孔方向下，預(yù)測生產(chǎn)10年后試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)井累計產(chǎn)油量，結(jié)果見圖5。

圖5　生產(chǎn)10年后試驗(yàn)區(qū)累計產(chǎn)油量與射孔方向的關(guān)系

從圖5可以看出，射孔方向?yàn)?0°(270°)時，生產(chǎn)10年后，累計產(chǎn)油量最高；射孔方向?yàn)?5°(225°)時，累計產(chǎn)油量最低；射孔方向?yàn)?35°(315°)時，累計產(chǎn)油量相對較高，與射孔方向?yàn)?0°(270°)時相差不多。故單向射孔開發(fā)效果從高到低依次為90°(270°)、135°(315°)、0°(180°)、45°(225°)。

2.2.2不同射孔方向組合下的開發(fā)效果對比

1)方案設(shè)計根據(jù)單方向射孔的開發(fā)效果對比結(jié)果，射孔方向?yàn)?°(180°)、90°(270°)、135°(315°)開發(fā)效果較好，因此進(jìn)行了不同射孔方向組合下的方案設(shè)計，結(jié)果如下：①方案1——射孔方向?yàn)?°(180°)和90°(270°)；②方案2——射孔方向?yàn)?°(180°)和135°(315°)；③方案3——射孔方向?yàn)?0°(270°)和135°(315°)； ④方案4——射孔方向?yàn)?°(180°)、90°(270°)和135°(315°)； ⑤方案5——水平井上側(cè)生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?°和270°，下側(cè)的生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?80°和90°；⑥方案6——水平井上側(cè)生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?°和315°，下側(cè)的生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?80°和135°；⑦方案7——水平井上側(cè)生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?70°和315°，下側(cè)的生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?0°和135°；⑧方案8——水平井上側(cè)生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?°、270°和315°，下側(cè)的生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?80°、90°和135°；⑨方案9——各方向全部射開。其中方案5至方案8如圖6~9所示。

圖6　方案5　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　圖7　方案6

圖8　方案7　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　圖9　方案8

2)確定最佳的組合射孔方向不同組合射孔方向下，預(yù)測生產(chǎn)10年后試驗(yàn)區(qū)累計產(chǎn)油量，結(jié)果見圖10。

圖10　生產(chǎn)10年后試驗(yàn)區(qū)累計產(chǎn)油量與組合射孔方式的關(guān)系

從圖10中可以看出，采取方案5時，即水平井上側(cè)生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?°和270°，下側(cè)生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?80°和90°時，生產(chǎn)10年后試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)井累計產(chǎn)油量最高，為56194.87t；采取方案7時，即水平井上側(cè)生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?70°和315°，下側(cè)生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?0°和135°時，試驗(yàn)區(qū)累計產(chǎn)油量次之，比采取方案5時低87.30t；采取方案9時，即各方向全部射開時，生產(chǎn)10年后試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)井累計產(chǎn)油量最低，僅55693.27t，比采取方案5時低501.60t。因此從試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)井開發(fā)效果來看，采取方案5時，效果最顯著。

綜上所述，確定最佳的超前注水配套措施組合方案為：生產(chǎn)井全部壓裂，定向壓裂方向?yàn)?0~135°，水平井上側(cè)生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?°和270°，下側(cè)生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?80°和90°。

3超前注水應(yīng)用效果

3.1　源271區(qū)塊開發(fā)效果

源271區(qū)塊于2012年5月投產(chǎn)油井16口，投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)液4.6t，日產(chǎn)油4.3t，綜合含水率6.78%，平均沉沒度840m。 2013年5月平均單井日產(chǎn)液3.2t，日產(chǎn)油2.1t，綜合含水率33.07%，平均沉沒度255m。與投產(chǎn)初期對比，平均單井日產(chǎn)液下降了1.4t，日產(chǎn)油下降了2.2t,綜合含水率上升了26.29%，平均沉沒度下降了585m。

其中，投產(chǎn)水平井2口，投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)液17.5t,日產(chǎn)油17.5t，平均沉沒度1215m；2013年5月平均單井日產(chǎn)液11t,日產(chǎn)油5.15t，綜合含水率53.18%，平均沉沒度468m。投產(chǎn)直井(或斜井)14口，投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)液2.76t,日產(chǎn)油2.41t，綜合含水率12.92%，平均沉沒度778m；2013年5月平均單井日產(chǎn)液2.04t,日產(chǎn)油1.68t，綜合含水率17.54%，平均沉沒度208m。

3.2　與相鄰區(qū)塊開發(fā)效果對比

源271區(qū)塊超前注水投入開發(fā)以來，投產(chǎn)開發(fā)效果好于相鄰的同步注水的臺701區(qū)塊，從日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量、綜合含水率、沉沒度這4條生產(chǎn)變化曲線(圖11)可以看出超前注水開發(fā)的主要特點(diǎn)：一是單井產(chǎn)能高；二是投產(chǎn)初期沉沒度水平高，且保持穩(wěn)定；三是油井見水早，含水上升速度較快。

圖11　超前注水與同步注水區(qū)塊生產(chǎn)變化對比曲線

4結(jié)論與認(rèn)識

1)應(yīng)用超前注水技術(shù)是有效開發(fā)低滲透油藏的手段之一。

2)利用數(shù)值模擬的方法，確定了源271區(qū)塊超前注水配套措施最佳組合方案(即合理注水強(qiáng)度為4m3/(d·m)，超前注水合理的壓力保持水平為115%~118%，合理的井底流壓為3~5MPa，定向壓裂方向?yàn)?0~135°，水平井上側(cè)生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?°和270°，下側(cè)的生產(chǎn)井射孔方向?yàn)?80°和90°)，并取得了較好的開發(fā)效果。

3)在注水開發(fā)過程中，合理的注水方案和油井參數(shù)調(diào)整，可以減緩含水上升速度和恢復(fù)地層能量。

[參考文獻(xiàn)]

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[編輯]黃鸝

[引著格式]王立東.永樂油田源271區(qū)塊低滲透油藏超前注水方案優(yōu)化研究[J].長江大學(xué)學(xué)報(自科版) ,2015,12(26):64~69.

[中圖分類號]TE357.6

[文獻(xiàn)標(biāo)志碼]A

[文章編號]1673-1409(2015)26-0064-06

[作者簡介]王立東(1982-)，男，工程師，現(xiàn)主要從事地質(zhì)建模及數(shù)值模擬工作，dqwangld@petrochina.com.cn。

[收稿日期]2015-04-02