劉曉磊

(中國(guó)石化勝利油田分公司 樁西采油廠,山東 東營(yíng) 257000)

1 油藏特征

勝利油田樁西采油廠所轄區(qū)域館上段普遍發(fā)育強(qiáng)邊底水稠油油藏,油藏埋藏1 500～1 600 m,儲(chǔ)層為河流相沉積,砂體分布范圍廣,儲(chǔ)層疏松易出砂,普遍發(fā)育有邊水或底水,邊底水能量強(qiáng),主要采用天然能量開發(fā)。多年開發(fā)地層壓降較小,地面50 ℃,原油黏度在1 000～3 000 mPa·s,油層溫度70～80 ℃,地下原油黏度在100～200 mPa·s[1]。

該類油藏油井常規(guī)投產(chǎn)效果較差,主要體現(xiàn)為高含水或供液較差,通過注蒸汽、注降黏劑、CO2引效后,開發(fā)效果能夠得到有效改善,中后期主要實(shí)施大規(guī)模提液生產(chǎn),后期受邊底水影響含水上升速度快,主要采油期為特高含水期[2]。

2 開發(fā)影響因素分析

結(jié)合該區(qū)域強(qiáng)邊底水稠油油藏的開發(fā)特征,將影響該類油藏開發(fā)效果的因素分為油藏靜態(tài)因素和開發(fā)動(dòng)態(tài)因素兩大類,其中油藏靜態(tài)影響因素主要包括邊底水規(guī)模、油層厚度、儲(chǔ)層非均質(zhì)、隔夾層發(fā)育、相滲特征、原油黏度等;開發(fā)動(dòng)態(tài)影響因素主要包括固井質(zhì)量、開發(fā)方式、液量規(guī)模、水平井布井位置、水平井水平軌跡、水平井分段生產(chǎn)、直井的射孔位置、井底傷害等[3]。筆者通過建立背斜概念模型,應(yīng)用CMG數(shù)值模擬軟件開展研究,通過對(duì)模型參數(shù)和開發(fā)參數(shù)的調(diào)整,來(lái)模擬分析油藏靜態(tài)參數(shù)及開發(fā)動(dòng)態(tài)參數(shù)對(duì)開發(fā)效果的影響。

概念模型網(wǎng)格數(shù)量設(shè)計(jì)為80×120×20=192 000個(gè),網(wǎng)格長(zhǎng)、寬各為20 m,縱向網(wǎng)格步長(zhǎng)為1 m,網(wǎng)格孔隙度28%,橫向滲透率為1 200×10-3μm2,縱向滲透率240×10-3μm2,原始含油飽和度55%,油藏埋深1 580 m,原始底層壓力15.0 MPa(參考樁1Ng9小層儲(chǔ)層物性參數(shù)),分因素研究中以上參數(shù)固定不變,其他參數(shù)根據(jù)研究需要做相應(yīng)調(diào)整。初始模型最大含油厚度10 m,地質(zhì)儲(chǔ)量141×104t,相滲曲線、黏溫關(guān)系及其他高壓物性資料借鑒相似開發(fā)單元(樁斜139塊)儲(chǔ)層巖心實(shí)驗(yàn)參數(shù),并對(duì)其局部進(jìn)行微調(diào)所得。

2.1 靜態(tài)影響因素

2.1.1 邊底水規(guī)模

利用模型模擬邊水倍數(shù)分別為45.8、4.58、0.458倍下,油井日產(chǎn)液30 m3與300 m3累積生產(chǎn)15 a后的開發(fā)效果。計(jì)算結(jié)果表明(表1):在油藏開發(fā)過程中地層能量下降不大的情況下,邊水規(guī)模對(duì)于單井的生產(chǎn)效果影響不大,單井的日產(chǎn)油、含水率、累積產(chǎn)油差別不大。當(dāng)?shù)貙訅毫τ休^大幅度下降時(shí),單井累積產(chǎn)油會(huì)上升。

表1 不同邊水規(guī)模及油井產(chǎn)液量下油井開發(fā)效果對(duì)比

2.1.2 油層厚度

油層厚度主要指含油圈閉最高構(gòu)造頂深與油水界面高度之間的距離,模型以樁1 Ng9單元油藏靜態(tài)參數(shù)為基礎(chǔ)的背斜底水油藏,概念模型構(gòu)造頂深為1 578 m。設(shè)計(jì)開發(fā)水平井(該類油藏目前主要采用水平井開發(fā))水平段軌跡距油層頂部1 m,通過調(diào)整油水界面高度,設(shè)計(jì)6套方案使水平段軌跡距油水界面距離分別為5、7、9、11、13、15 m,模擬計(jì)算生產(chǎn)10 a。計(jì)算結(jié)果表明(表2):隨著油層厚度的增加,底水錐進(jìn)所驅(qū)動(dòng)的原油量增加,油井(水平井)累積產(chǎn)油量增加,無(wú)井間干擾的情況下,單井累積含油1萬(wàn)t以上,需含油高度在10 m左右。

表2 不同油層厚度下油井開發(fā)效果對(duì)比

2.1.3 縱向非均質(zhì)

樁西地區(qū)館上段主要為河流相沉積,儲(chǔ)層呈正韻律沉積,儲(chǔ)層頂部物性變差。為研究?jī)?chǔ)層縱向非均質(zhì)性對(duì)開發(fā)效果的影響,非均質(zhì)模型設(shè)計(jì)第一層網(wǎng)格水平滲透率為20×10-3μm2,第二層網(wǎng)格水平滲透率為50×10-3μm2,第三層網(wǎng)格水平滲透率為200×10-3μm2,第四層及以下網(wǎng)格水平滲透率為1 200×10-3μm2,均質(zhì)儲(chǔ)層中設(shè)計(jì)所有網(wǎng)格滲透率均為1 200×10-3μm2。模擬計(jì)算結(jié)果表明(表3):水平井部署在非均質(zhì)儲(chǔ)層較部署于均質(zhì)儲(chǔ)層累積產(chǎn)油量下降;在非均質(zhì)儲(chǔ)層中,水平井在儲(chǔ)層中的部署位置越靠下,油井產(chǎn)油量越低,因此邊底水油藏中在能夠保證油井供液能力(本方案設(shè)計(jì)日產(chǎn)液量100 m3)的條件下水平井應(yīng)盡可能部署于油層頂部。

表3 縱向非均質(zhì)不同方案下油井累積產(chǎn)油量對(duì)比

2.1.4 隔夾層

在館上段稠油油藏中,部分井區(qū)發(fā)育有泥巖隔層或物性?shī)A層,影響水平井的部署及開發(fā)效果。在概念模型中分別設(shè)計(jì)儲(chǔ)層無(wú)隔夾層,物性?shī)A層滲透率為50×10-3、20×10-3、5×10-3μm2以及隔層滲透率為0分別進(jìn)行計(jì)算。計(jì)算結(jié)果表明(表4、圖1):無(wú)隔夾層時(shí)水錐半徑最小,油井累積產(chǎn)油量最低,存在物性?shī)A層時(shí),隨著物性?shī)A層滲透率的下降,油井的水錐半徑逐漸增大,油井累積產(chǎn)油量上升,當(dāng)滲透率為0時(shí)變?yōu)楦魧訒r(shí),在保證供液能力的條件下(本方案設(shè)計(jì)日產(chǎn)液量100 m3)累積產(chǎn)油量最高。因此在發(fā)育有隔夾層的井區(qū)部署水平井應(yīng)充分利用隔夾層抑制底水的作用。

表4 隔夾層不同方案下油井累積產(chǎn)油量對(duì)比

圖1 隔夾層不同方案下水錐半徑(水脊剖面)

2.1.5 相滲特征

在模型中通過調(diào)整殘余油狀態(tài)下水相相對(duì)滲透率(Krw)數(shù)值進(jìn)行計(jì)算,分別設(shè)計(jì)為0.19、0.26、0.36、0.50進(jìn)行計(jì)算,結(jié)果表明(圖2、圖3),殘余油下水相滲透率越高,油井累產(chǎn)油越低,相滲特征曲線的影響主要體現(xiàn)在初期低含水飽和度、油相滲透率高的階段,中后期隨著含水飽和度上升、油相滲透率快速下降后,影響減小。

圖2 不同相滲關(guān)系下累積產(chǎn)油量

圖3 不同相滲關(guān)系下含水率

2.1.6 原油黏度

分別模擬計(jì)算地面50 ℃時(shí)原油黏度分別為1 500、2 000、3 000、6 000 mPa·s油井開發(fā)效果,結(jié)果表明(圖4、圖5):相同地下溫度及相似黏溫關(guān)系曲線條件下,地面原油黏度越高,累產(chǎn)油量越小,且原油黏度影響整個(gè)生產(chǎn)過程。

圖4 不同黏溫關(guān)系下累積產(chǎn)油量

圖5 不同黏溫關(guān)系下含水率

2.2 動(dòng)態(tài)影響因素

2.2.1 固井質(zhì)量

油井固井質(zhì)量差會(huì)造成層間水竄及層內(nèi)水竄,本文中僅模擬直井及水平井層內(nèi)水竄情況。直井固井質(zhì)量差,在頂部射孔投產(chǎn)后,相當(dāng)于全井段生產(chǎn),油井投產(chǎn)即特高含水,開發(fā)效果差(圖6、圖7)。

圖6 直井固井質(zhì)量差累積產(chǎn)油量對(duì)比

圖7 直井固井質(zhì)量差含水率對(duì)比

水平井投產(chǎn)井段生產(chǎn)一段時(shí)間后,在避開水錐半徑補(bǔ)孔后,理論上應(yīng)存在初期較高的峰值產(chǎn)量(圖8),當(dāng)存在水平段固井質(zhì)量差,造成管外竄通時(shí),補(bǔ)孔生產(chǎn)效果變差(圖9)。

圖8 水平井丟封補(bǔ)孔示意圖

圖9 水平井固井質(zhì)量差累積產(chǎn)油量對(duì)比

2.2.2 水平井布井位置

在前面儲(chǔ)層縱向非均質(zhì)研究中模擬計(jì)算表明,水平井在能夠保持供液能力的條件下,應(yīng)盡可能的部署于構(gòu)造頂部,距頂距離越小,累產(chǎn)油越高。

2.2.3 水平井軌跡狀況

對(duì)于強(qiáng)邊底水油藏部署水平井時(shí),當(dāng)水平井水平段實(shí)際鉆遇軌跡不平穩(wěn),局部存在位置較低的井段時(shí),避射低位置井段較全井段投產(chǎn)效果要好。由于不避射時(shí),水錐沿軌跡低位置井段錐進(jìn)更快,從而使開發(fā)效果變差(圖10),避射時(shí),水錐沿著射孔井段均勻推進(jìn)(圖11)。

圖10 軌跡低位置段不避射時(shí)水錐示意圖

2.2.4 水平井分段生產(chǎn)

當(dāng)實(shí)際開發(fā)過程中,油藏儲(chǔ)層發(fā)育穩(wěn)定,水平井鉆遇軌跡穩(wěn)定,全井段生產(chǎn)與分段生產(chǎn)在相同開發(fā)法條件下累積產(chǎn)油量差異不大,整體投產(chǎn)更為經(jīng)濟(jì)(圖12)。

圖11 軌跡低位置段避射時(shí)水錐示意

圖12 均質(zhì)儲(chǔ)層下水平井整體投產(chǎn)與分段投產(chǎn)效果對(duì)比

對(duì)于水平井鉆遇軌跡存在平面非均質(zhì)時(shí),根據(jù)物性差異分段投產(chǎn)開發(fā)效果要優(yōu)于全井段整體投產(chǎn)(圖13)。

當(dāng)設(shè)計(jì)的水平井軌跡與構(gòu)造線垂直或交叉(實(shí)際生產(chǎn)中由于地面限制會(huì)產(chǎn)生該類水平井的設(shè)計(jì)),軌跡距底水距離存在差異,全井段生產(chǎn)時(shí),邊底水沿構(gòu)造低部位錐進(jìn),而避射低部位井段并對(duì)其進(jìn)行單獨(dú)開發(fā)效果更好(圖14)。

圖13 水平井軌跡在儲(chǔ)層存在較強(qiáng)非均質(zhì)時(shí)整體投產(chǎn)與分段生產(chǎn)效果對(duì)比

2.2.5 液量?jī)?yōu)化

針對(duì)以樁1 Ng9參數(shù)為基礎(chǔ)的背斜構(gòu)造油藏,按照日液30～200 m3進(jìn)行計(jì)算,固定生產(chǎn)15 a,日液200 m3生產(chǎn)累產(chǎn)油及累產(chǎn)水最高,隨著液量上升利潤(rùn)上升,當(dāng)含水率高于99%后利潤(rùn)為負(fù)值(表5),造成累積利潤(rùn)下降(注:以樁1Ng9實(shí)際開發(fā)為例。利潤(rùn)=油價(jià)(2 250元/t)*油量=噸油操作成本(841.5元/t)*油量+污水回注費(fèi)用(8元/m3)*水量;因投資相同,方案對(duì)比不考慮投資)。

按照極限含水98.98%(日液30 m3累產(chǎn)33 a)計(jì)算,累產(chǎn)油最高出現(xiàn)在低液量及高液量端,中等液量時(shí)累產(chǎn)油下降;累產(chǎn)水高液量時(shí)最低,利潤(rùn)為高液量生產(chǎn)時(shí)最高,考慮采油速度加快,現(xiàn)金回籠速度快因素,高液量生產(chǎn)效益最好(表6)。

圖14 軌跡與構(gòu)造線相交整體投產(chǎn)與避射低部位效果對(duì)比

方案日產(chǎn)液量OL/m3生產(chǎn)時(shí)間T/a累積產(chǎn)油N/104 m3累積產(chǎn)水Nw/104 m3末期含水率fw/%利潤(rùn)Y/元 方案130150.525 515.905 098.59531.7 方案260150.710 932.149 399.01570.4 方案3100150.911 053.856 699.20553.7 方案4150151.166 480.986 499.30540.6 方案5200151.402 2108.135 099.35499.0

表6 不同液量生產(chǎn)至極限含水時(shí)開發(fā)效果對(duì)比

2.2.6 開發(fā)方式

不考慮工程因素、生產(chǎn)因素,根據(jù)油藏本身特點(diǎn),在保證供液能力的基礎(chǔ)上。分別對(duì)常規(guī)冷采、注降黏劑、DC冷采(注降黏劑及CO2)以及注汽開發(fā)進(jìn)行模擬[4],結(jié)果表明(表7):常規(guī)冷采、注降黏劑及DC冷采開發(fā)從15 a累積產(chǎn)油量來(lái)看效果差異不大,注汽后累積產(chǎn)油量下降,隨著注汽量的上升,累積產(chǎn)油量下降。

表7 不同開發(fā)方式效果對(duì)比

從常規(guī)生產(chǎn)及注汽量初期的開發(fā)效果來(lái)看,常規(guī)冷采(注降黏劑、DC冷采)投產(chǎn)初期含水低,后期含水快速上升符合邊底水油藏開發(fā)特征;注汽開發(fā),初期排液高含水,含水呈下降趨勢(shì),但下降過程中總體含水高于常規(guī)生產(chǎn),經(jīng)過2個(gè)月左右的排液期后,此次底水已基本形成水錐,后續(xù)開發(fā)特點(diǎn)與邊底水油藏特征相同(圖15、圖16)。

因此,對(duì)于強(qiáng)邊底水油藏,能量充足,供液穩(wěn)定,注汽對(duì)于油藏本身開發(fā)發(fā)揮作用較小,結(jié)合油藏實(shí)際生產(chǎn)效果分析,注汽更多的用于改善油井井底的完善程度、近井地帶的流體滲流以及井筒流向井口的管流起著積極的作用。

圖15 不同開發(fā)方式含水率變化

圖16 不同開發(fā)方式日產(chǎn)油量變化

2.2.7 直井射孔長(zhǎng)度

對(duì)于直井,相同生產(chǎn)條件下,在保證供液能力的基礎(chǔ)上累積產(chǎn)油量隨著射孔井段的增加而減小(表8),射孔井段越長(zhǎng),則水脊高度越小,水錐半徑越小,頂部原始儲(chǔ)量動(dòng)用越少,累產(chǎn)油量越低。

表8 隔夾層不同方案下油井累積產(chǎn)油量對(duì)比

3 結(jié) 論

(1)強(qiáng)邊底水稠油油藏,油藏的原始靜態(tài)參數(shù)能夠直接影響油藏的開發(fā)效果,實(shí)際開發(fā)過程中,開發(fā)井的設(shè)計(jì)、鉆完井及開發(fā)參數(shù)優(yōu)化需適應(yīng)油藏原始條件,確保發(fā)揮出油藏的最大潛能。

(2)要改善該類油藏開發(fā)效果,開發(fā)中應(yīng)加強(qiáng)油井固井工作;應(yīng)用水平井開發(fā)時(shí)軌跡設(shè)計(jì)盡可能平滑穩(wěn)定并且平行于構(gòu)造等值線,優(yōu)化分段投產(chǎn)減少底水干擾;高生產(chǎn)參數(shù)高液量下生產(chǎn),油井的累產(chǎn)油累產(chǎn)水均最高,但當(dāng)含水達(dá)到效益極限含水時(shí),油井的累積效益下降,因此需做好開發(fā)周期與開發(fā)效益相結(jié)合工作,做好適應(yīng)當(dāng)前油價(jià)下的液量參數(shù)優(yōu)化。

(3)從開發(fā)方式上來(lái)看,雖然模型計(jì)算常規(guī)開發(fā)效果最好,但實(shí)際生產(chǎn)過程中,通常在新井投產(chǎn)時(shí)及后期作業(yè)過程中采用注降黏劑、DC冷采、蒸汽吞吐、DCS熱采等方式進(jìn)行降黏引效,分析認(rèn)為主要用于改善油井井底的完善程度、近井地帶的流體滲流以及促進(jìn)流體從井底流向井口。