斷塊油藏動態層系井網合理參數界限及應用
——以東辛油區營17斷塊為例

盧惠東,龐麗麗,薛巨豐,姚 娜,聶法健,王艷平

(1.中國石化勝利油田分公司東辛采油廠,山東東營 257000;2.中國石化勝利油田分公司CCUS項目部,山東東營 257000;3.長江大學石油工程學院,湖北武漢 430100)

動態層系井網模式是指在油田開發中后期利用老井資源現有井網、依托分采分注工藝、根據不同類型斷塊剩余油分布規律有針對性地開展層間、平面流線動態調整。通過縱向差異組合、構建動態井網,可提高不同儲量的水驅控制程度及水驅動用程度。

王磊等[1]指出傳統開發注采井網調整模式投入大,適配性差,制約了油田采收率的提高;尚教輝等[2]通過輪注輪采礦場試驗優化采油、注水周期及生產參數,改善吸水狀況,有效擴大注水波及體積,使注入水進入基質系統較深的孔喉中,在山156區取得較好的開發效果;張順康等[3]針對老油田開發中后期的中高含水階段,考慮不同方向上油井的儲層靜態以及開發動態差異,按照不同方向上的油井在某一時間段內剩余可采儲量采出程度相同的原則,提出矢量化井網設計方法,保證不同方向上的油井同時達到經濟極限;葉劍川[4]、王躍剛[5]將注水層劃分成幾個層段分別以不同的配注量進行注水,合理計算每個層段的注水量,并對實際生產情況進行動態分析,及時調整注水層段配注量,有利于提高油藏采收率?；贓clipse數值模擬軟件的生產優化控制模型完成動態調控參數的5年優化方案,在濱2塊實施后,采出程度提高3.01%。

1 研究背景

東辛油區位于濟陽坳陷東營凹陷中央隆起帶東段,構造復雜,儲層非均質性較強,油藏類型多樣,以斷塊油藏注水開發為主。近年來,逐步形成了層系細分、立體開發、配產配注、注采耦合等斷塊油藏提高采收率技術系列。受地質因素及開發現狀影響,在高含水開發階段注入水沿天然高滲透條帶形成無效循環,導致制定的剩余油挖潛措施實施效果較差[6];目前已進入特高含水-深度開發階段,特高含水儲量占比達83.8%,針對層間、平面干擾加劇[7]、固有流線調控難度加大等狀況[8],亟需開展動態層系井網合理技術政策研究。

2 試驗區概況

東辛油區營17斷塊位于濟陽坳陷東營凹陷中央隆起帶中部東營穹隆背斜帶的北翼,于1969年投入開發,目前完鉆井188口,主要含油層系為沙河街組二段,含油面積2.3 km2,地質儲量881×104t,儲量豐度383×104t/km2,屬于“小而肥”的斷塊油藏,隨著油田含水的不斷上升,剩余油分布更加分散,采取的措施挖潛效果越來越差,穩產難度加大。

2021年在深化應用輪采輪注、輪采輪休技術的基礎上,圍繞少井高效、靶向補能,立足單元整體設計、分步實施,提出了構建動態層系井網的調整思路,并在營17斷塊初步取得了較好的調整效果,但在實施過程中存在以下問題:①縱向合理分段政策界限標準有待進一步確定[9],需將已有的定性評價轉化為定量化標準;②平面井網優化有待進一步加強,需制定合理井網、井距標準[10],為后期井網調整提供可靠依據;③換層時機及合理注采強度有待進一步探索。因此,有必要開展多油層斷塊油藏動態層系井網技術政策界限研究[11],為完善提升技術、擴大應用規模奠定基礎[12]。

3 模型選取及更新

在精細刻畫特高含水期斷塊油藏剩余油分布基礎上,開展層系動態井網相關技術政策研究,選取已建立三維精細地質模型作為基礎模型,其斷塊油藏特征明顯,可被切割成不同類型的井網及小斷塊,且運算時間適中,模型參數如表1所示;更新模型并開展歷史擬合至目前生產階段,在此剩余油基礎上,根據動態層系井網參數優化設計要求,將切割井組模型概念化,概念化后的模型地質參數及流體性質均來自東辛油區營17斷塊油藏實際參數。

表1 營17斷塊模型網格參數

4 動態層系井網參數界限優化

4.1 縱向分段合理級差

目標單元營17斷塊孔隙度20.4%～28.0%,平均25.2%,滲透率范圍87×10-3～996×10-3μm2,主力層平均滲透率473×10-3μm2;儲層非均質性較強,滲透率級差最大達11.4,突進系數2.11,滲透率變異系數0.6?；谀繕擞筒貙嶋H物性參數,依據試驗區地質特點設置物性參數模型如圖1所示。

4.1.1 采出端

在同一層段內,針對不同級差組合的合采合注開展數值模擬,預測不同級差下的開發效果。模擬結果顯示,隨著級差縮小,階段采出程度提高;且級差每降低1,階段采出程度平均提高0.47個百分點;合理層間級差控制在4以內,如圖2所示。

圖2 層間級差與采出程度關系對比

4.1.2 注入端

針對水井在不同級差組合下合注效果開展研究,模擬結果顯示,層間級差越大,對應油井層間動用差異越大,層間級差為10,層間干擾嚴重,采出井物性好的層段動用程度較好,其他層段得不到有效動用[15],導致相同時間內階段采出減少,從預測結果來看,水井同一層段內合理級差應該控制在4～6,如圖3所示。

圖3 注入端層間級差與采出程度關系曲線

4.2 合理層間壓差優化

結合研究內容,將物性好的地層壓力設置為低壓,將物性差的地層壓力設置為高壓。方案設計層間壓差從1 MPa到10 MPa來模擬不同層間壓差下的各層產出情況,數值模擬研究表明,隨著層間壓差增大,階段采出程度由19.38%下降至17.56%,下降1.80個百分點,層間壓差增大,層間干擾增強,階段采出量減少,但影響程度沒有級差大;綜合分析對比,層間壓差每增加1 MPa,階段采出程度降低0.20個百分點,如圖4所示,且不同壓力狀況的層系,動用明顯不同,建議動態組合層系的層間壓差越小越有利于采出。

圖4 層間壓差與采出程度關系

4.3 不同能量狀況組合優化

不同能量狀況的層段如何組合是實現均衡驅替的因素之一,結合目標油藏現階段及不同能量分布狀況,將模型組合為三套不同能量狀況的層段,分別為整體低能(低剩余油飽和度+低地層壓力)、局部高能(局部高剩余油飽和度+局部高地層壓力)、整體高能(高剩余油飽和度+高地層壓力),通過不同組合及單獨生產一套層段的模擬分析,明確不同能量組合的驅替效果。

數值模擬研究顯示,對于單獨分采一套層段來說,在相同時間段內,能量狀況越好,初期產油量及累計產油量均較高,整體高能層段單采階段累計產油量達1.52×104t,整體低能層單采的僅0.37×104t,如表2所示。

表2 不同能量狀況組合

表3 不同能量狀況組合階段采出狀況

設計三種不同能量層段不同組合方案4組,對比分析不同組合下的增油情況,不同能量狀況組合合采的單層累計產油量均低于單層單獨生產,單獨生產三套層段階段累計產油量2.37×104t,而三套層段合采累計產油量2.03×104t,采出程度下降1.60個百分點。

從兩套不同的層段合采狀況可以看出,不同動態能量狀況的差別影響單層采出,合采時單層的產油量均低于單采時的產油量,整體低能層段在不同的合采方案下,累計產油量較少,三層合采時對其抑制最大;而對于局部高能和整體高能層段來說,不同方案組合的降產遠低于整體低能層段,因此,建議在礦產試驗中對潛力可靠的低能層段進行單獨生產,確保其動用規模和效果。

從不同層段合采效果來看,組合層段能量狀況差別越大,單層累計產油量均高于其他組合方案;從單井增產來看,能量狀況差別越小,累計產油量相對較高,近似均衡驅替[16]。

4.4 分采分注合理參數界限

4.4.1 合理注采井距

結合目標油藏開發現狀,設計注采井距為100～500 m,對比分析不同注采井距下的開發效果。數值模擬結果表明,當井距從100 m增加到500 m,階段累計產油量從3 066 t升到3 286 t(400 m井距),然后隨井距增加,累計產油量開始下降,井距越小,注入水沿單層突進,縱向注采影響較大,物性好的層含水上升快;隨著井距變大,減緩單層突進,縱向推進更加均勻,累計產油量相對較高,當井距大于400 m后,生產效果變差,如圖5所示。

圖5 不同井距下累計產油量變化

4.4.2 注采比優化

結合現場實際狀況,設計注采比為1.0～2.0,對比不同注入強度下的驅替效果。注采比高、物性好的層動用程度較高,但迅速水淹,導致含水率升高,增油效果變差,其他層段很難動用;而低注采比有助于均勻水驅,層段內均衡驅替效果最好。

從含水率曲線可以看出,隨著注采比增大,含水上升速度明顯加快,且注采比越大,含水上升速度越快;從階段增產來看,對于中高滲油藏,隨著注采比提高,預測期累計產油量呈下降趨勢,從注采比為1.0時的7.07%下降到注采比為2.0時的4.36%,下降2.71個百分點;整體來看,階段采出程度下降呈逐漸加大趨勢,當注采比高于1.4以后,下降趨勢明顯加劇,合理注采比建議在1.2以內,如圖6所示。

圖6 同注采比預測期內含水及提高采出程度幅度對比

4.4.3 換層時機優化

針對不同剩余油分布層段,平面上設計注采錯峰、縱向上設計注采錯層來模擬不同的換層周期,井距400 m,同層注采比1.0,對比不同換層周期的驅油效果,明確最佳換層時間,方案設計如表4所示。

表4 部署注采井及注采層段設計

針對不同剩余油分布層段,對比不同換層周期的驅油效果,如圖7所示,隨著換層輪次增加,井組日產油呈下降趨勢,且下降幅度減緩,層間動用差異減小;且隨著換層時間增加,階段累計產油量降低,從下降幅度來看,3個月內換層最佳。

圖7 不同換層時間階段累計產油量變化

圖8 不同換層時間采出程度提高幅度對比

對于不同能量狀況的層段,合理換層時間不同,能量補充相對低的層段,合理換層時間為5個月,但提高幅度整體偏小;對于能量補充相對高的層段,合理換層時間與全井一致,3個月內換層最佳;因此,需綜合分析試驗井組分采分注層段的物質基礎及動態現狀,合理選取換層時間。

5 現場應用效果

目標油藏營17西為中高滲、常溫常壓、稀油、半開啟型斷塊油藏,綜合含水87.6%,采出程度28.4%;針對動態非均質性加劇,水驅動用不均衡的開發現狀,2021年8月開展了分采分注動態層系井網構建礦場試驗。

油井:按照分層標準下入兩段分采管柱;水井:按油井分采層段對應實施分注。

結合本次動態井網研究成果,考慮上段受層間干擾影響整體動用較差,需充分利用井資源完善注采井網,提高水驅控制;同時受平面非均質性、注采強度差異等因素影響,需優化注采流線的現狀,2022年主要調整優化上段層系注采,構建新的注采流線,實現均衡流場,提高注水效益。調整實施后,提高了低動用層水驅控制程度及動用效果。2022年度先后實施換層7井次,注采調配30余次,年度綜合含水下降2.9個百分點,噸油運行成本下降33元/噸,開發態勢和效益持續向好。

6 結論與建議

1)基于擬均質多層油藏模型,開展多組對比方案,明確了同采井合理層間級差控制在4以內;同注井合理層間級差控制在4～6以內;層間壓差及能量差異越小,開發效果越好。

2)對于高-特高含水開發階段的中高滲斷塊油藏,井距400 m時分注分采提高采收率效果最好;同一層段內注采比為1.0時,合理換層時機為3個月,隨著注采比增加,換層時間縮短。

3)項目研究明晰的技術政策界限是基于數值模擬量化的指標界限,在實際礦場應用中,受多因素影響,實施時需根據實際井組狀況動態優化,建議同一層段的組合盡量保持動態參數相近。

4)優先選擇把握性較大的井組實施,收到好的成效后,在同區塊、同條件進行選井,成功一組再干下一組,確保礦場實施效果不斷向好。