“三低”油藏井網加密調整實踐與認識
——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 勘探開發研究院,新疆 哈密 839009)

“三低”油藏井網加密調整實踐與認識
——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，單井產量低,因此有必要進行井網調整。根據沉積微相研究認識、生產動態并結合數值模擬,確定了由菱形反九點井網先加密調整成長方形反九點井網,最后通過老井轉注變為最終的菱形五點法井網的調整設想,并編制了試驗區井網加密調整方案,實施后,見效井比例由37.5%提高到73.8%,且加密井產量也高,取得了較好的開發調整效果,為同類油藏的開發和井網調整提供了借鑒依據。

“三低”油藏;井網加密調整;數值模擬;方案對比;效果分析

國內外油田的開發實踐表明,井網調整是低滲透油田滿足后續開發需求,改善油田開發效果,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井網超前注水開發(實際東區為同步注水開發),開發方案實施后,油井生產指標與方案設計目標差距大,分析得出效果差的一個重要原因是井網適應性差,因此要改善其開發效果就要論證合理的井網形式,進而進行井網調整[1- 9]。由于牛圈湖西山窯組油藏儲層非均質性強,井網調整難度大,通過加深地質、油藏認識以及運用油藏數值模擬,確定了要調整成的最終井網形式，即菱形五點法,通過試驗區(牛圈湖東區)的井網加密調整實踐,取得了較好的開發效果。

1 試驗區基本情況

牛圈湖東區構造高點位于馬3井附近,高點海拔-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、非均質性嚴重的砂巖油藏[10-12]。儲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,但河道側向擺動大,砂體東西向連通性差。

牛圈湖東區2008年6月投入開發,采用菱形反九點井網同步注水開發,注采井距為450 m,井距與井排之比為3.0。開發后表現出以下開發特征:(1)受油層厚度變化影響,單井產量差異大;(2)河道沉積方向是控制油水運動的主要因素,平面壓力恢復、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替、產量遞減快。截止2011年5月(調整前)有油水井57口(油井40口,水井17口),平均單井日產油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 井網加密調整方案設計

井網加密調整在很大程度上取決于油層地質結構特征、油層的非均質程度、剩余油的分布特征、油井產能以及經濟效益等多種因素[1-8]?；谝陨弦蛩?根據沉積微相研究認識及生產動態,建立矢量化機理模型論證合理井排距,再結合原有井網開展井網調整,并通過數值模擬研究進行方案對比,最后確定最終井網形式。

2.1 目的及原則

主要的目的是建立有效驅替壓力場,提高調整區塊見效程度，為牛圈湖區塊未建產區井網部署提供依據。

主要的原則是[13-15]:井網加密調整區地質及油藏認識相對清楚,目前井網調整治理難度大的區域;井網加密調整區油層發育,在提高采油速度和采收率方面有較大潛力;井網加密調整區要有一定的規模,以便于綜合調整挖潛及管理評價。

2.2 調整方式研究

2.2.1 合理井排距論證

根據牛圈湖東區油藏地質特征,建立矢量化機理模型[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 不同排距日產油與時間關系

圖3 不同排距含水率與采出程度關系

2.2.2 井網調整設想

由開發方案的菱形反九點通過角井轉注變成長方形五點法,長方形五點法通過井排間加密調整形成長方形反九點,最后長方形反九點通過老井轉注形成最終的150～225 m菱形五點法(圖4)。通過計算, 最終的菱形五點法井網油水井排距為130 m, 在上述論證的合理井排距(120～140 m)之間,不同井網形式井數對比見表1。

圖4 井網調整演化圖

表1 不同開發井網井數對比 口

2.2.3 井網調整方案對比分析

在建立儲層三維地質模型的基礎上,利用油藏數值模擬技術對不同調整方案進行了對比研究[18-20],得出不同開發井網下的開發指標曲線 (圖5、圖6)。通過對比分析，采用長方形反九點井網開發效果最好,菱形五點法井網次之,從圖5可以看出,隨著開發時間的推進,到中后期(17 a以后),注采井網較完善的菱形五點法井網比長方形反九點井網日產油高,開發效果好;從圖6的含水率變化來看,菱形五點法井網含水率比其他井網低。綜合分析,確定的方案為首先加密調整成長方形反九點井網,后期適時轉注老井,形成最終的菱形五點法井網。通過經濟評價(表2),得出在國際油價60美元/桶的情況下,長方形反九點單井經濟極限控制儲量為2.6×104t,經濟極限有效厚度7 m,菱形五點法井網單井經濟極限控制儲量為3.0×104t,經濟極限有效厚度8 m,因此只要有效厚度大于8 m的區域,井網調整就有經濟效益。

圖5 不同開發井網日產油變化

圖6 不同開發井網含水率變化

表2 不同油價單井經濟極限厚度

井網單井控制面積/km2油價1863$/t(40$/bbl)單井經濟極限控制儲量/104t極限厚度/m2364$/t(50$/bbl)單井經濟極限控制儲量/104t極限厚度/m2913$/t(60$/bbl)單井經濟極限控制儲量/104t極限厚度/m現井網0.08415.911.64.082.14長方形五點法0.08416.612.94.592.35長方形反九點0.05995.916.24.2122.67菱形五點法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:加密調整區域注采井網較完善;新鉆加密井部署在油層厚度大于10 m區域。

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

2.3.2 方案要點

(1)通過加密調整,最終形成150～225 m菱形五點法井網;(2)新鉆加密井23口,轉注16口;(3)動用面積2.18 km2;動用地質儲量204×104t,建產3.18×104t;(4)通過整體加密調整,采油速度提高到1.5%,采收率提高4.0%。

3 調整效果分析

3.1 加密井效果

對31口加密井鉆遇油層情況進行統計,設計平均單井鉆遇砂層厚度24.9 m,實際平均鉆遇砂層厚度25.3 m;設計平均單井鉆遇油層厚度14.9 m,實際平均鉆遇油層厚度17.7 m,砂層、油層鉆遇厚度均達到設計目標。

對投產的31口加密井產量進行統計,初期平均單井日產油5.7 t,目前平均單井日產油3.0 t,其中有4口井初期自噴(H42-121、H43-111、H40-131、H41-131),初期日產大于6 t的井有16口,截止目前,已累計產油6.84×104t。通過實際生產數據與設計指標對比,設計單井初期日產油4.5 t,實際達5.7 t;設計新建產能4.0×104t,實際新建產能5.3×104t;設計采油速度1.5%,實際達1.63%,均優于各設計指標,取得了很好的開發效果。

3.2 調整后水驅狀況

對區塊加密調整前后見效方向進行統計后發現,新增見效方向36個,新增見水方向4個,單向受效得到有效控制,側向受效程度得到明顯改善。

對加密前后見效情況進行統計,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%,見效由少數井見效轉為多數井見效且見效區域已能覆蓋到大部分油井排區域,水驅狀況得到明顯改善。

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老井遞減率低,說明井距縮小后能有效地延緩區塊自然遞減,因為加密井區有注水井,相對于加密井來說,相當于超前注水開發,也說明超前注水對低壓油藏開發具有重要意義。

4 結 論

(1)通過油藏數值模擬軟件建立矢量化機理模型,論證了試驗區合理的井排距為120～140 m,通過井網調整方案的對比,確定調整思路為由開發方案的菱形反九點法通過角井轉注變成長方形五點法,長方形五點法通過井排間加密調整形成長方形反九點法,最后通過老井轉注最終形成150～225 m菱形五點法井網。

(2)試驗區開展井網加密調整,水驅狀況得到明顯改善,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5.7 t,均超出設計目標,且加密井階段遞減率比基礎井網老井階段遞減率小,說明超前注水對低壓油藏開發、減緩產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，開發方案可采用長方形反九點法井網開發,后期可以通過角井轉注形成菱形五點法井網。

[1] 霍進,桑林翔,范賽華,等.石南21井區頭屯河組油藏注采井網調整先導試驗[J].新疆石油地質,2011,32(5):492- 494.

[2] 郭粉轉,高海龍,孟選剛,等.低滲透油田注采井網合理性評價[J].特種油氣藏,2013,20(5):118-121.

[3] 李書恒,趙繼勇,崔攀峰,等.超低滲透儲層開發技術對策[J].巖性油氣藏,2008,23(1):128-131.

[4] 曲瑛新.低滲透砂巖油藏注采井網調整對策研究[J].石油鉆探技術,2012,40(6):84- 89.

[5] 曹仁義,程林松,薛永超,等.低滲透油藏井網優化調整研究[J].西南石油大學學報,2007,29(4):67- 69.

[6] 曹文江,范希彬,徐學成,等.陸梁油田低幅度中高滲薄層底水油藏井網調整方式[J].新疆石油地質,2013,34(5):552-556.

[7] LIU Y T. Performance analysis and optimal design for well patterns in anisotropic formations[J].Petroleum Science,2008(5):251-257.

[8] 李道品.低滲透油田高效開發決策論[M].北京:石油工業出版社,2001:198-225.

[9] 于成龍,李慧敏,趙敏,等.水驅油田井網加密合理井數的計算方法研究[J].巖性油氣藏, 2011,23(1):111-113.

[10] 崔英懷,于家義,吳美娥,等.“三低”復雜油藏開發技術對策研究[J]. 石油天然氣學報:江漢石油學院學報,2010,32(5):287-290.

[11] 潘有軍,徐贏,張中勁,等.牛圈湖油田水淹層測井評價方法[J].巖性油氣藏,2011,23(2):85- 89.

[12] 潘有軍,謝軍,文靜,等.“三低”油藏重復壓裂技術研究與應用[J].吐哈油氣,2012,17(1):91- 94.

[13] 李道品.低滲透砂巖油田開發[M].北京:石油工業出版社,1996:205-210.

[14] 袁昭,郭克誠,張瑜,等.鄯善油田溫西六區塊井網加密調整方案研究及實施效果[J].海洋石油,2007,27(3):107-111.

[15] 宋國亮,張承麗,魏明國,等.宋芳屯油田芳17區塊井網調整對開發指標的影響[J].大慶石油學院學報,2009,33(2):116-120.

[16] 田文博,楊正明,徐軒,等.特低滲透裂縫性油藏矩形井網優化實驗研究[J].特種油氣藏,2013,20(2):121-125.

[17] 聶海峰,譚蓓,謝爽,等.應用矢量井網優化小型油藏注水井位[J].巖性油氣藏,2013,25(3):123-126.

[18] 姜建偉,李紅茹,李遠光,等.安棚深層系裂縫特征重新認識與井網調整[J].油氣地質與采收率,2012,19(2):26-28.

[19] 姜振海.特高含水期水驅油藏井網調整效果研究[J].科學技術與工程,2011,11(9):2087-2089.

[20] 劉義坤,王亮,王福林.數值模擬技術在塔中4油田井網調整研究中的應用[J].巖性油氣藏,2010,22(1):119-121.

[責任編輯] 王艷麗

2015-06-01

中石油科技重大專項課題(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研究院工程師,主要從事低滲透油藏開發研究。

10.3969/j.issn.1673-5935.2015.03.005

TE323

A

1673-5935(2015)03- 0014- 04