祝曉林 郭 林 徐豪飛 金寶強 鄭 華

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)

?

海上厚層稠油油藏細分開發(fā)層系研究與實踐

祝曉林 郭 林 徐豪飛 金寶強 鄭 華

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)

渤海JX油田油層厚度大、層間非均質性強、地下原油黏度大，水驅開發(fā)過程中易發(fā)生層間干擾及邊底水錐進現(xiàn)象，嚴重影響油井的產(chǎn)能。通過理論分析和數(shù)值模擬等手段，研究了海上復雜厚層稠油油藏開發(fā)井網(wǎng)，深入剖析了厚層稠油油藏細分開發(fā)層系的必要性及水平井的關鍵參數(shù)。應用實踐及效果評價表明利用水平井細分開發(fā)層系開發(fā)厚層稠油油藏效果良好。

厚層稠油油藏； 水平井； 開發(fā)層系； 數(shù)值模擬； 海上油田

對于厚層油藏的開發(fā)，部分學者和研究人員認為：若單層厚度大且無明顯隔夾層發(fā)育的儲層，應采用一套層系開發(fā)的方式。但實際生產(chǎn)實踐證明，厚油層特別是厚層稠油油藏，若采取該模式，則層間干擾較大，容易在油層中下部出現(xiàn)嚴重水竄，而在油層頂部出現(xiàn)剩余油富集的現(xiàn)象，導致油田開發(fā)效果變差，采收率降低[1]。因此，對于此類油藏，為了改善其開發(fā)效果，結合實際開發(fā)經(jīng)驗，細分油田開發(fā)層系，減少層間干擾，可充分挖掘油田潛力。

渤海JX油田具有油層厚度大、層間非均質性強且油稠的特點，在水驅開發(fā)過程中容易發(fā)生層間干擾及邊底水錐進現(xiàn)象，嚴重影響油田的開發(fā)效果。本次以精細地質研究為基礎，開展了合理開發(fā)方案及生產(chǎn)制度研究。

1 渤海厚層稠油油藏地質特征分析

渤海JX油田位于渤海遼東灣海域，是目前渤海已開發(fā)三角洲前緣沉積油田中油層厚度最大的油田。油藏類型為構造層狀油氣藏(圖1)。JX油田具有復雜的地質油藏特征：(1) 含油層系為東營組，物性好，屬于高孔高滲儲層，儲層孔隙度主要介于26%～31%，滲透率主要介于(700～1 100)×10-3μm2；(2) 油層厚度大，最大垂厚達193 m；(3) 地層傾角大，為8°～15°；(4) 油層平面上呈窄條狀分布，平面寬度窄，僅400～700 m；(5) 油組內油水關系復雜，含油層系多，隔夾層較發(fā)育；(6) 層間非均質性強，變異系數(shù)為0.5～1.6，層間干擾嚴重；(7) 原油黏度大，地層平均原油黏度為255 mPa·s，地面平均原油黏度為 2 152 mPa·s。

2 厚油層細分開發(fā)層系可行性研究

2.1 數(shù)值模型建立

JX油田是典型的窄條狀、厚層稠油邊底水油藏。因此，根據(jù)油藏特點，結合地震、測井、地質及流體高壓物性等原始資料，運用Petrel地質建模軟件建立了精細的油藏數(shù)值模擬模型。模型平面網(wǎng)格為50×99，步長為30 m×30 m，縱向網(wǎng)格步長為1～2 m。儲層垂直滲透率是水平滲透率的0.5倍，水體倍數(shù)為30[2]。

2.2 定向井一套層系合采的不利因素分析

由于油藏的復雜性和特殊性，首先考慮定向井一套層系合采，模擬結果表明：(1) 當作一套層系開發(fā)時，由于層間干擾較大，易造成油井平面水竄；(2) 油層縱向動用不均，油田含水率迅速上升，產(chǎn)能遞減加快；(3) 含水率為80%時，采出程度僅5.5%，在海上油田有限的平臺壽命內，其采出程度較低；(4) 生產(chǎn)25 a，油田采出程度僅15.9%。采用定向井一套層系開發(fā)，雖然投入小、見效快，但油藏整體開發(fā)效果較差。因此有必要采用細分開發(fā)層系的方法，以達到提高開發(fā)效果的目的。

2.3 水平井細分開發(fā)層系研究

目前，油田開發(fā)層系劃分的原則和要求主要有：

圖1 JX油田油藏剖面圖

(1) 厚油層一般大于40 m，且厚油層內有分布較穩(wěn)定的隔夾層，且隔夾層厚度在0.5～2.0 m。同時，為了滿足水平井井身軌跡實施的要求，層系劃分后單層厚度應大于6.0 m。

(2) 考慮水平井的初期產(chǎn)能，單層厚度應較均勻。采用βh判斷方法(美國油氣田開發(fā)經(jīng)驗)，其βh值應在30 m左右。其中β=(KhKv)，反映油層各向異性[3-4]。

研究水平井分層系開發(fā)方案，首先根據(jù)鉆井、地震及測井等資料，應用高分辨率層序分析技術劃分層序，將宏觀與微觀相結合，利用高頻旋回進行儲層精細對比，勾繪出分布相對穩(wěn)定的泥質夾層和物性夾層，為分層提供地質依據(jù)；然后在地質精細研究的基礎上，根據(jù)實際水平井開發(fā)經(jīng)驗，結合油藏數(shù)值模擬研究，設計水平井分層開發(fā)的井數(shù)、位置和井網(wǎng)。

針對JX油田油藏的實際特點，參照細分開發(fā)層系原則[5-6]，考慮5井區(qū)東二Ⅲ、東二Ⅳ、東三Ⅰ油組油層厚度及隔夾層發(fā)育狀況，提出了3種細分開發(fā)層系的方案，并通過數(shù)值模擬技術對生產(chǎn)25 a后的采出程度進行預測。

方案一：

根據(jù)物性的差異將儲層細分為3套開發(fā)層系，即東二Ⅲ、東二Ⅳ、東三Ⅰ油組。如圖2所示，將①②小層作為一套開發(fā)層系，③④⑤作為一套開發(fā)層系，⑥⑦作為一套開發(fā)層系，共3套開發(fā)層系。該方案采出程度為18.1%。

方案二：

在方案一的基礎上，在開發(fā)層系內存在不同油水關系的儲層再細分開發(fā)層系。即在方案一的基礎上，東二Ⅲ細分為東二Ⅲ上及東二Ⅲ下2套開發(fā)層系，東二Ⅳ仍為一套開發(fā)層系，東三Ⅰ仍為一套開發(fā)層系。如圖2所示，將①小層作為一套開發(fā)層系，②小層作為一套開發(fā)層系，③④⑤作為一套開發(fā)層系，⑥⑦作為一套開發(fā)層系，共4套開發(fā)層系。該方案采出程度為19.6%。

方案三：

在方案二的基礎上，采用βh判別法，對油層厚度較大且隔夾層發(fā)育的一套開發(fā)層系進行再研究。東二Ⅳ油組油層厚65 m，該油層組的地層參數(shù)βh為60 m；東三Ⅰ油組油層厚45 m，βh約58 m?？紤]βh值均大于經(jīng)驗值30 m，且2個油組內有相對穩(wěn)定的泥質夾層和物性夾層，油組內部適合分層系進行開發(fā)，但要保證每套層系具有一定的物質基礎。將東二Ⅳ開發(fā)層系細分為3個開發(fā)層系，將東三Ⅰ開發(fā)層系細分為2個開發(fā)層系，每套開發(fā)層系有效厚度約22 m。如圖2所示，將每小層分別作為一套開發(fā)層系，共7套。該方案采出程度為23.7%。

圖2 JX油田分層系垂向布井示意圖

結果表明：JX油田分別以3種方案生產(chǎn)25 a后，其采出程度分別為18.1%、19.6%和23.7%。因此，選用方案三，在油藏高部位部署20口水平井分7套開發(fā)層系生產(chǎn)，水平井水平段的走向與構造長軸方向平行。同時，為了保持注采平衡，則在油藏低部位部署3口定向井分層注水。

2.4 水平井關鍵參數(shù)的優(yōu)化

2.4.1 水平井縱向位置優(yōu)選

水平井的開發(fā)效果與其臨界產(chǎn)量及見水時間密切相關，而水平井的臨界產(chǎn)量及見水時間又受其在油藏中垂向位置的影響[7]。根據(jù)油藏“厚、陡、窄”的特點，在開發(fā)井網(wǎng)及采油速度既定條件下，設計了水平段距離開發(fā)層系儲層頂23、12及13處的3套方案，并預測了生產(chǎn)25 a的開發(fā)指標。

預測結果表明：

(1) 當邊底水離儲層較遠時，儲層的最終采收率受邊底水的影響較小；位于儲層中部(12處)的水平井段初期產(chǎn)能高，含水率上升較慢，最終采收率較好。

(2) 當邊底水離儲層較近時，水平段在儲層中的位置越靠下，受邊底水影響越大，見水時間越早，最終采出程度越小；位于儲層上部(13處)的水平井生產(chǎn)效果相對較好。

因此，針對這類“厚、陡、窄”油藏，為了達到較好的開發(fā)效果，水平井的著陸位置應控制在儲層中部靠上，達到控制邊底水快速推進的同時，保證水平井段有足夠的泄油半徑。

2.4.2 水平段長度優(yōu)化

為進一步研究水平井水平段長度對開發(fā)效果的影響[8]，考慮水平井摩阻，分別模擬了水平段長度為100、150、200、250、300、350 m的水平井的單井最終累計產(chǎn)油量(圖3)。

圖3 不同水平段長度與累計產(chǎn)油量關系曲線

結果表明：隨著水平井長度的增加，累計產(chǎn)油量隨之增加，但當水平段長度超過250 m后，累計產(chǎn)油量增加幅度逐漸變緩。

因此，考慮到砂體的范圍、形態(tài)，井位的方向、位置，以及風險的規(guī)避，建議JX油田水平井水平段長度為200～250 m。

2.4.3 合理生產(chǎn)壓差優(yōu)選

在油藏條件相對穩(wěn)定的情況下，采用邊部注水保持地層能量的開發(fā)模式時，油藏開采速度和采出程度主要受水平井生產(chǎn)壓差的影響[9]。為研究厚層稠油油藏水平井合理的開采速度，設計了6種不同生產(chǎn)壓差的開采方案：0.3、0.6、1.0、1.5、2.0、2.5 MPa。設油井定生產(chǎn)壓差生產(chǎn)，限制最低井底流壓為6.0 MPa，經(jīng)濟條件下的含水率上限為98%，單井經(jīng)濟極限產(chǎn)油量為5 m3d，生產(chǎn)年限為25 a。

預測結果表明：距離含油內邊界大于150 m的水平井，生產(chǎn)初期提高生產(chǎn)壓差，采出程度相應提高；但當生產(chǎn)壓差大于1.5 MPa以后，采出程度隨壓差的增大而降低。分析認為：當生產(chǎn)壓差過大后，提高了采油速度，加快了邊底水錐進速度，導致采油井含水率迅速上升(圖4)。

根據(jù)同樣的研究方法，確定JX油田距離含油內邊界小于150 m的水平井，其合理生產(chǎn)壓差在1 MPa時開發(fā)效果最好。

圖4 生產(chǎn)壓差與初期采油速度和最終采出程度的關系曲線

3 應用實踐與效果評價

根據(jù)研究成果和推薦方案，JX油田分7套層系共部署20口水平井開發(fā)，到目前為止已完鉆10口井，投產(chǎn)10口井，累計開采6個月。目前日產(chǎn)液944 m3，日產(chǎn)油928 m3，綜合含水率1.7%，平均單井日產(chǎn)油92.8 m3。其中，A20H位于東二段Ⅵ上油組中部，實鉆水平段長度為215 m，砂巖鉆遇率為88%。該井自投產(chǎn)以來，生產(chǎn)情況良好，累計產(chǎn)油1.8×104m3，累計產(chǎn)水100 m3；目前生產(chǎn)壓差為1.5 MPa，日產(chǎn)油140.0 m3，日產(chǎn)水0.43 m3，綜合含水率為0.3%(圖5)，優(yōu)于設計指標。

該井區(qū)目前生產(chǎn)穩(wěn)定，日產(chǎn)油量高，處于無水采油期或低含水采油期。因此，使用水平井開采稠油油藏，在提高油井初期產(chǎn)能和抑制水竄方面都取得了較好的效果，達到甚至優(yōu)于預期目標。

圖5 水平井A20H實際開采曲線圖

4 結 語

(1) 針對油層厚度較大、層間非均值性較強、隔夾層發(fā)育的海上稠油油藏，水平井分層系開發(fā)可以有效減緩平面水錐，增加油井無水采油期，提高油田最終采收率。

(2) 水平井分層系開發(fā)時，水平段著陸位置應控制在儲層中部靠上，水平段長度為200～250 m時開發(fā)效果最好；對距離含油內邊界大于150 m的水平井，其合理生產(chǎn)壓差控制在1.5 MPa時開發(fā)效果最好。

[1] LANE A,廉抗利.先進的水平井、多分支井和大位移鉆井技術[J].國外石油動態(tài)，2002(20)：17-23.

[2] 任殿星,李凡華,李保柱.多條件約束油藏地質建模技術[J].石油勘探與開發(fā),2008,35(2):205-214.

[3] SUN L, LIU Y T, CHEN M F, et al. Field and Numerical Simulation Study on Stereoscopic Network Development at Later Cyclic Steam at Thick Heavy-Oil Reservoir[G]. SPE 165921, 2013.

[4] 郎兆新.油藏工程基礎[M].北京:石油工業(yè)出版社,1991:58-92.

[5] 韓大匡.萬仁博.多層砂巖油藏開發(fā)模式[M].北京:石油工業(yè)出版社,1999:181-246.

[6] BOUGHABA Y, TIAB D.Increased Oil Production by Unconventional Wells-Short-Radius, Horizontal, and Multilateral in the HassiMessaoud: Thick Multilayer Cambrian Formation, Algeria[G]. SPE 114645,2008.

[7] 萬仁溥.中國不同類型油藏水平井開采技術[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997:115-158.

[8] 陳滿朝,鄭聯(lián)勇.底水油藏水平井水平段長度優(yōu)化模型[J].新疆石油地質,2004,25(5):523-525.

[9] 金勇,唐建東,趙娟,等.邊底水油藏合理生產(chǎn)壓差優(yōu)化方法及其應用[J].石油學報,2003,24(1):68-72.Research and Practice of Subdivision Development Layer Series for Thick Layers in Offshore Heavy Oil

ZHUXiaolinGUOLinXUHaofeiJINBaoqiangZHENGHua

(Tianjin Branch of CNOOC Limited, Tianjin 300452, China)

Bohai JX oilfield is a complex thick layer of heavy oil reservoir, with characteristics of high reservoir thickness and strong interlayer heterogeneity, which would result in interlayer interference, edge and bottom water coning in water flooding process, so the oil well productivity can be influenced seriously. In order to develop this thick heavy oil reservoir efficiently, the geological model is established by means of theoretical analysis and reservoir numerical simulation, and then the necessity of subdivision development of thick heavy oil reservoir and key parameters of offshore complex heavy oil reservoir are studied. Practice and effect evaluation show that subdivision of layer series by horizontal wells has good effect in the development of thick heavy oil reservoirs.

thick heavy oil reservoir; horizontal well; layer series of development; numerical simulation; offshore oil field

2016-01-26

中海石油(中國)有限公司重大專項“多元熱流體、蒸汽吞吐和SAGD熱采關鍵技術研究”(YXKY-2013-TJ-01)

祝曉林(1986 — )，女，工程師，研究方向為海上油氣田開發(fā)與管理。

TE32+5

A

1673-1980(2016)05-0039-04