張玉欣，夏志增，于晨曉，段文慧，王查荀

（山東石油化工學(xué)院，山東東營 257061）

我國低滲油藏儲(chǔ)量豐富，在已探明的原油地質(zhì)儲(chǔ)量中占70%以上，已成為勘探開發(fā)研究的主體[1-2]。相對(duì)于中高滲油藏，低滲油藏孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)，物性普遍較差[3-4]，開發(fā)難度更大。

目前，多數(shù)油藏開發(fā)方案的設(shè)計(jì)以技術(shù)指標(biāo)為主，經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的考慮較少[5-6]，且大多未考慮油價(jià)的波動(dòng)。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(wǎng)井距設(shè)計(jì)等，使用數(shù)值模擬方法分別預(yù)測(cè)了壓裂條件和不壓裂條件下的開發(fā)指標(biāo)，并通過計(jì)算不同油價(jià)下的凈現(xiàn)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(zhì)儲(chǔ)量為1.616 4×108t，為大型中孔低滲輕質(zhì)油藏。儲(chǔ)層巖性以泥質(zhì)細(xì)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(gè)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(chǔ)層具有強(qiáng)應(yīng)力敏感的特征。

2 數(shù)值模擬模型建立

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

圖1 儲(chǔ)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(chǎn)油分別為32.4 m3和21.2 m3。對(duì)兩口試采井C10 和C14 進(jìn)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(yàn)證了模擬模型的可靠性。

圖2 累計(jì)產(chǎn)油量擬合結(jié)果-C10 井

圖3 累計(jì)產(chǎn)油量擬合結(jié)果-C14 井

3 油藏工程設(shè)計(jì)

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(jìn)行開發(fā)，見表1。兩套層系地質(zhì)儲(chǔ)量相當(dāng)，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(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)表明，儲(chǔ)層具有強(qiáng)應(yīng)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(chǎn)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(chǎn)量降低十分明顯（圖5）。因此，應(yīng)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(chǎn)壓差下的滲透率變化曲線圖

圖5 天然能量開采產(chǎn)量遞減曲線

3.3 井網(wǎng)井距設(shè)計(jì)

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(shù)，分別建立五點(diǎn)法、反七點(diǎn)法、反九點(diǎn)法井網(wǎng)典型井組模型，進(jìn)行15 年的開采模擬研究。各模型的采出程度、井均日產(chǎn)油、含水率等開發(fā)指標(biāo)見表2。由表2 可以看出，五點(diǎn)法井網(wǎng)具有最高的采出程度和井均日產(chǎn)油，因此開發(fā)井網(wǎng)選為五點(diǎn)法井網(wǎng)。

表2 不同井網(wǎng)形式下的開發(fā)指標(biāo)

為確定最優(yōu)井距，在前述典型五點(diǎn)法井網(wǎng)模型基礎(chǔ)上，建立了300、400、500、600 m 的模擬模型，不同井距條件下的累計(jì)產(chǎn)油量變化見圖6。

圖6 不同井距下的累計(jì)產(chǎn)油量變化曲線

對(duì)比不同井距下的累計(jì)產(chǎn)油量可以看出，開采初期井距為300 m 時(shí)產(chǎn)量較高，但由于單井控制的地質(zhì)儲(chǔ)量小，因而后期產(chǎn)量增幅變小；500 m 井距和600 m井距的累計(jì)產(chǎn)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(jìn)行開發(fā)。

3.4 壓裂參數(shù)選擇

低滲儲(chǔ)層由于滲透率低，普遍進(jìn)行儲(chǔ)層壓裂改造以提高油井產(chǎn)能。裂縫導(dǎo)流能力和壓裂規(guī)模（裂縫半長(zhǎng)）是儲(chǔ)層壓裂的主要指標(biāo)。根據(jù)室內(nèi)支撐劑評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，裂縫導(dǎo)流能力設(shè)計(jì)為225 mD·cm。

在五點(diǎn)法井網(wǎng)模型基礎(chǔ)上，對(duì)裂縫半長(zhǎng)進(jìn)行優(yōu)選。為避免過早水竄，僅對(duì)生產(chǎn)井進(jìn)行壓裂。模擬結(jié)果見圖7。由圖7 可以看出，裂縫半長(zhǎng)越大，累計(jì)產(chǎn)油水平越高，當(dāng)裂縫半長(zhǎng)達(dá)到一定程度后，增加裂縫半長(zhǎng)對(duì)產(chǎn)量的貢獻(xiàn)明顯減弱，裂縫半長(zhǎng)為60 m 和80 m 的累計(jì)產(chǎn)油量曲線重合，因此選擇裂縫半長(zhǎng)為60 m。

圖7 不同裂縫半長(zhǎng)下的累計(jì)產(chǎn)油量變化曲線圖

4 開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)

根據(jù)上文的研究結(jié)果，開展井網(wǎng)部署和技術(shù)指標(biāo)預(yù)測(cè)?？偩?dāng)?shù)均為426 口，其中生產(chǎn)井215 口，注水井211 口。對(duì)兩套層系分別進(jìn)行不壓裂、壓裂兩種方案的設(shè)計(jì)，兩套層系的井網(wǎng)部署見圖8，預(yù)測(cè)開發(fā)指標(biāo)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(biāo)（15 年）

圖8 井網(wǎng)部署示意圖

5 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

近年來，國際油價(jià)波動(dòng)較大。采用凈現(xiàn)值法[10-11]進(jìn)行開發(fā)方案的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)。凈現(xiàn)值是指在項(xiàng)目計(jì)算期內(nèi)，按行業(yè)基準(zhǔn)折現(xiàn)率或其他設(shè)定的折現(xiàn)率計(jì)算的各年凈現(xiàn)金流量現(xiàn)值的代數(shù)和，如式（1）所示。

式中：FNPV-財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值，億元；Ci-現(xiàn)金流入量，億元；Co-現(xiàn)金流出量，億元；n-計(jì)算期，年；ic-基準(zhǔn)收益率或設(shè)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(xiàn)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(jià)在50～60 美元。因此，當(dāng)油價(jià)低于60 美元時(shí)，不進(jìn)行壓裂時(shí)獲得的經(jīng)濟(jì)效益更高；當(dāng)油價(jià)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(jià)下的凈現(xiàn)值

圖10 第二套層系不同油價(jià)下的凈現(xiàn)值

6 結(jié)論

（1）研究區(qū)塊目的層厚度大且應(yīng)力敏感性強(qiáng)，可分為兩套層系開發(fā)，采用直井五點(diǎn)法井網(wǎng)進(jìn)行早期注水開采，井距為500 m，裂縫的導(dǎo)流能力為225 mD·cm，裂縫半長(zhǎng)設(shè)計(jì)為60 m。

（2）低滲油藏的開發(fā)應(yīng)綜合考慮技術(shù)指標(biāo)和經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。壓裂后儲(chǔ)層采出程度更高，較不壓裂條件下高約4%；當(dāng)油價(jià)低于60 美元時(shí)，不壓裂獲得的經(jīng)濟(jì)效益更高；當(dāng)油價(jià)高于60 美元時(shí)，壓裂獲得的經(jīng)濟(jì)效益更高。