潘有軍,徐 贏,吳美娥,謝 軍,文 靜

(中國石油吐哈油田分公司 勘探開發(fā)研究院,新疆 哈密 839009)

“三低”油藏井網(wǎng)加密調(diào)整實(shí)踐與認(rèn)識
——以牛圈湖西山窯組油藏為例

潘有軍,徐 贏,吳美娥,謝 軍,文 靜

(中國石油吐哈油田分公司 勘探開發(fā)研究院,新疆 哈密 839009)

牛圈湖西山窯組(J2x)屬特低滲、低壓、低流度的“三低”砂巖油藏，注水效果差，單井產(chǎn)量低,因此有必要進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整。根據(jù)沉積微相研究認(rèn)識、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)并結(jié)合數(shù)值模擬,確定了由菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)先加密調(diào)整成長方形反九點(diǎn)井網(wǎng),最后通過老井轉(zhuǎn)注變?yōu)樽罱K的菱形五點(diǎn)法井網(wǎng)的調(diào)整設(shè)想,并編制了試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)加密調(diào)整方案,實(shí)施后,見效井比例由37.5%提高到73.8%,且加密井產(chǎn)量也高,取得了較好的開發(fā)調(diào)整效果,為同類油藏的開發(fā)和井網(wǎng)調(diào)整提供了借鑒依據(jù)。

“三低”油藏;井網(wǎng)加密調(diào)整;數(shù)值模擬;方案對比;效果分析

國內(nèi)外油田的開發(fā)實(shí)踐表明,井網(wǎng)調(diào)整是低滲透油田滿足后續(xù)開發(fā)需求,改善油田開發(fā)效果,提高采收率的重要手段[1- 8]。牛圈湖西山窯組油藏采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)超前注水開發(fā)(實(shí)際東區(qū)為同步注水開發(fā)),開發(fā)方案實(shí)施后,油井生產(chǎn)指標(biāo)與方案設(shè)計(jì)目標(biāo)差距大,分析得出效果差的一個(gè)重要原因是井網(wǎng)適應(yīng)性差,因此要改善其開發(fā)效果就要論證合理的井網(wǎng)形式,進(jìn)而進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整[1- 9]。由于牛圈湖西山窯組油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng),井網(wǎng)調(diào)整難度大,通過加深地質(zhì)、油藏認(rèn)識以及運(yùn)用油藏?cái)?shù)值模擬,確定了要調(diào)整成的最終井網(wǎng)形式，即菱形五點(diǎn)法,通過試驗(yàn)區(qū)(牛圈湖東區(qū))的井網(wǎng)加密調(diào)整實(shí)踐,取得了較好的開發(fā)效果。

1 試驗(yàn)區(qū)基本情況

牛圈湖東區(qū)構(gòu)造高點(diǎn)位于馬3井附近,高點(diǎn)海拔-840 m,油藏埋深1 500～1 850 m。平均有效厚度11.3 m,有效孔隙度13.7%,滲透率3.4×10-3μm2,原油密度0.877 g/cm3,地層原油黏度20 mPa·s,油相流度0.17,屬于特低滲、低壓、低流度、非均質(zhì)性嚴(yán)重的砂巖油藏[10-12]。儲(chǔ)層為辮狀河三角洲前緣沉積體系,沉積微相以水下分流河道、河口壩為主。砂體呈北東向展布(北東30°),沉積厚度大,但河道側(cè)向擺動(dòng)大,砂體東西向連通性差。

牛圈湖東區(qū)2008年6月投入開發(fā),采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)同步注水開發(fā),注采井距為450 m,井距與井排之比為3.0。開發(fā)后表現(xiàn)出以下開發(fā)特征:(1)受油層厚度變化影響,單井產(chǎn)量差異大;(2)河道沉積方向是控制油水運(yùn)動(dòng)的主要因素,平面壓力恢復(fù)、見效見水方向不均衡;(3)井排距偏大,油井排難以建立有效驅(qū)替、產(chǎn)量遞減快。截止2011年5月(調(diào)整前)有油水井57口(油井40口,水井17口),平均單井日產(chǎn)油1.8 t,綜合含水率25.8%,采油速度0.49%,采出程度0.9%,日注水217 m3,階段注采比1.75,累積注采比2.43[10-12]。

2 井網(wǎng)加密調(diào)整方案設(shè)計(jì)

井網(wǎng)加密調(diào)整在很大程度上取決于油層地質(zhì)結(jié)構(gòu)特征、油層的非均質(zhì)程度、剩余油的分布特征、油井產(chǎn)能以及經(jīng)濟(jì)效益等多種因素[1-8]。基于以上因素,根據(jù)沉積微相研究認(rèn)識及生產(chǎn)動(dòng)態(tài),建立矢量化機(jī)理模型論證合理井排距,再結(jié)合原有井網(wǎng)開展井網(wǎng)調(diào)整,并通過數(shù)值模擬研究進(jìn)行方案對比,最后確定最終井網(wǎng)形式。

2.1 目的及原則

主要的目的是建立有效驅(qū)替壓力場,提高調(diào)整區(qū)塊見效程度，為牛圈湖區(qū)塊未建產(chǎn)區(qū)井網(wǎng)部署提供依據(jù)。

主要的原則是[13-15]:井網(wǎng)加密調(diào)整區(qū)地質(zhì)及油藏認(rèn)識相對清楚,目前井網(wǎng)調(diào)整治理難度大的區(qū)域;井網(wǎng)加密調(diào)整區(qū)油層發(fā)育,在提高采油速度和采收率方面有較大潛力;井網(wǎng)加密調(diào)整區(qū)要有一定的規(guī)模,以便于綜合調(diào)整挖潛及管理評價(jià)。

2.2 調(diào)整方式研究

2.2.1 合理井排距論證

根據(jù)牛圈湖東區(qū)油藏地質(zhì)特征,建立矢量化機(jī)理模型[16-17],井排平行砂體方向(北東30°),孔隙度13%,沿河道滲透率3×10-3μm2,垂直河道方向滲透率1×10-3μm2,原油地下黏度20 mPa·s,油層厚度9 m。通過模擬結(jié)果對比分析(圖1～3),采用120～140 m的排距、井排方向北東30° (與主河道方向一致)的方式開采比較合理。

圖1 不同排距下15 a后的壓力分布

圖2 不同排距日產(chǎn)油與時(shí)間關(guān)系

圖3 不同排距含水率與采出程度關(guān)系

2.2.2 井網(wǎng)調(diào)整設(shè)想

由開發(fā)方案的菱形反九點(diǎn)通過角井轉(zhuǎn)注變成長方形五點(diǎn)法,長方形五點(diǎn)法通過井排間加密調(diào)整形成長方形反九點(diǎn),最后長方形反九點(diǎn)通過老井轉(zhuǎn)注形成最終的150～225 m菱形五點(diǎn)法(圖4)。通過計(jì)算, 最終的菱形五點(diǎn)法井網(wǎng)油水井排距為130 m, 在上述論證的合理井排距(120～140 m)之間,不同井網(wǎng)形式井?dāng)?shù)對比見表1。

圖4 井網(wǎng)調(diào)整演化圖

表1 不同開發(fā)井網(wǎng)井?dāng)?shù)對比 口

2.2.3 井網(wǎng)調(diào)整方案對比分析

在建立儲(chǔ)層三維地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上,利用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)對不同調(diào)整方案進(jìn)行了對比研究[18-20],得出不同開發(fā)井網(wǎng)下的開發(fā)指標(biāo)曲線 (圖5、圖6)。通過對比分析，采用長方形反九點(diǎn)井網(wǎng)開發(fā)效果最好,菱形五點(diǎn)法井網(wǎng)次之,從圖5可以看出,隨著開發(fā)時(shí)間的推進(jìn),到中后期(17 a以后),注采井網(wǎng)較完善的菱形五點(diǎn)法井網(wǎng)比長方形反九點(diǎn)井網(wǎng)日產(chǎn)油高,開發(fā)效果好;從圖6的含水率變化來看,菱形五點(diǎn)法井網(wǎng)含水率比其他井網(wǎng)低。綜合分析,確定的方案為首先加密調(diào)整成長方形反九點(diǎn)井網(wǎng),后期適時(shí)轉(zhuǎn)注老井,形成最終的菱形五點(diǎn)法井網(wǎng)。通過經(jīng)濟(jì)評價(jià)(表2),得出在國際油價(jià)60美元/桶的情況下,長方形反九點(diǎn)單井經(jīng)濟(jì)極限控制儲(chǔ)量為2.6×104t,經(jīng)濟(jì)極限有效厚度7 m,菱形五點(diǎn)法井網(wǎng)單井經(jīng)濟(jì)極限控制儲(chǔ)量為3.0×104t,經(jīng)濟(jì)極限有效厚度8 m,因此只要有效厚度大于8 m的區(qū)域,井網(wǎng)調(diào)整就有經(jīng)濟(jì)效益。

圖5 不同開發(fā)井網(wǎng)日產(chǎn)油變化

圖6 不同開發(fā)井網(wǎng)含水率變化

表2 不同油價(jià)單井經(jīng)濟(jì)極限厚度

井網(wǎng)單井控制面積/km2油價(jià)1863$/t(40$/bbl)單井經(jīng)濟(jì)極限控制儲(chǔ)量/104t極限厚度/m2364$/t(50$/bbl)單井經(jīng)濟(jì)極限控制儲(chǔ)量/104t極限厚度/m2913$/t(60$/bbl)單井經(jīng)濟(jì)極限控制儲(chǔ)量/104t極限厚度/m現(xiàn)井網(wǎng)0.08415.911.64.082.14長方形五點(diǎn)法0.08416.612.94.592.35長方形反九點(diǎn)0.05995.916.24.2122.67菱形五點(diǎn)法0.05996.918.94.8133.08

2.3 方案部署

2.3.1 部署原則

(1)加密井部署原則:加密調(diào)整區(qū)域注采井網(wǎng)較完善;新鉆加密井部署在油層厚度大于10 m區(qū)域。

(2)轉(zhuǎn)注井部署原則:位于油井排的角井先轉(zhuǎn)注;轉(zhuǎn)注井周圍油層厚度較大且分布穩(wěn)定;轉(zhuǎn)注后注采井網(wǎng)完善。

2.3.2 方案要點(diǎn)

(1)通過加密調(diào)整,最終形成150～225 m菱形五點(diǎn)法井網(wǎng);(2)新鉆加密井23口,轉(zhuǎn)注16口;(3)動(dòng)用面積2.18 km2;動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量204×104t,建產(chǎn)3.18×104t;(4)通過整體加密調(diào)整,采油速度提高到1.5%,采收率提高4.0%。

3 調(diào)整效果分析

3.1 加密井效果

對31口加密井鉆遇油層情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì),設(shè)計(jì)平均單井鉆遇砂層厚度24.9 m,實(shí)際平均鉆遇砂層厚度25.3 m;設(shè)計(jì)平均單井鉆遇油層厚度14.9 m,實(shí)際平均鉆遇油層厚度17.7 m,砂層、油層鉆遇厚度均達(dá)到設(shè)計(jì)目標(biāo)。

對投產(chǎn)的31口加密井產(chǎn)量進(jìn)行統(tǒng)計(jì),初期平均單井日產(chǎn)油5.7 t,目前平均單井日產(chǎn)油3.0 t,其中有4口井初期自噴(H42-121、H43-111、H40-131、H41-131),初期日產(chǎn)大于6 t的井有16口,截止目前,已累計(jì)產(chǎn)油6.84×104t。通過實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)與設(shè)計(jì)指標(biāo)對比,設(shè)計(jì)單井初期日產(chǎn)油4.5 t,實(shí)際達(dá)5.7 t;設(shè)計(jì)新建產(chǎn)能4.0×104t,實(shí)際新建產(chǎn)能5.3×104t;設(shè)計(jì)采油速度1.5%,實(shí)際達(dá)1.63%,均優(yōu)于各設(shè)計(jì)指標(biāo),取得了很好的開發(fā)效果。

3.2 調(diào)整后水驅(qū)狀況

對區(qū)塊加密調(diào)整前后見效方向進(jìn)行統(tǒng)計(jì)后發(fā)現(xiàn),新增見效方向36個(gè),新增見水方向4個(gè),單向受效得到有效控制,側(cè)向受效程度得到明顯改善。

對加密前后見效情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì),加密前油井40口,見效15口,見效井比例37.5%;加密后油井61口,見效井45口,見效井比例73.8%;水驅(qū)控制程度由加密前的68.4%提高到加密后的85.6%,見效由少數(shù)井見效轉(zhuǎn)為多數(shù)井見效且見效區(qū)域已能覆蓋到大部分油井排區(qū)域,水驅(qū)狀況得到明顯改善。

通過對典型井組(H42-11)自然遞減分析,基礎(chǔ)老井階段遞減率40.6%,加密井階段遞減率29.8%,加密井遞減率比基礎(chǔ)老井遞減率低,說明井距縮小后能有效地延緩區(qū)塊自然遞減,因?yàn)榧用芫畢^(qū)有注水井,相對于加密井來說,相當(dāng)于超前注水開發(fā),也說明超前注水對低壓油藏開發(fā)具有重要意義。

4 結(jié) 論

(1)通過油藏?cái)?shù)值模擬軟件建立矢量化機(jī)理模型,論證了試驗(yàn)區(qū)合理的井排距為120～140 m,通過井網(wǎng)調(diào)整方案的對比,確定調(diào)整思路為由開發(fā)方案的菱形反九點(diǎn)法通過角井轉(zhuǎn)注變成長方形五點(diǎn)法,長方形五點(diǎn)法通過井排間加密調(diào)整形成長方形反九點(diǎn)法,最后通過老井轉(zhuǎn)注最終形成150～225 m菱形五點(diǎn)法井網(wǎng)。

(2)試驗(yàn)區(qū)開展井網(wǎng)加密調(diào)整,水驅(qū)狀況得到明顯改善,見效井比例由37.5%提高到73.8%。新鉆加密井效果好,平均鉆遇油層厚度17.7 m,初期平均單井日產(chǎn)5.7 t,均超出設(shè)計(jì)目標(biāo),且加密井階段遞減率比基礎(chǔ)井網(wǎng)老井階段遞減率小,說明超前注水對低壓油藏開發(fā)、減緩產(chǎn)量遞減具有重要意義。

(3)對類似牛圈湖西山窯組河道沉積體系的油藏，開發(fā)方案可采用長方形反九點(diǎn)法井網(wǎng)開發(fā),后期可以通過角井轉(zhuǎn)注形成菱形五點(diǎn)法井網(wǎng)。

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[責(zé)任編輯] 王艷麗

2015-06-01

中石油科技重大專項(xiàng)課題(2012E-34-08)

潘有軍(1984—),男,貴州黎平人,中國石油吐哈油田分公司勘探開發(fā)研究院工程師,主要從事低滲透油藏開發(fā)研究。

10.3969/j.issn.1673-5935.2015.03.005

TE323

A

1673-5935(2015)03- 0014- 04