叠置水平井开发潜山油藏数值模拟研究与实践

周万山

（辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010）

叠置水平井开发潜山油藏数值模拟研究与实践

周万山

（辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010）

兴隆台油田XG7块是近年来发现的潜山油藏，该油藏地质条件特殊，地层古老，潜山构造及内幕复杂，岩性多样，储层巨厚，非均质性强，独特的地质条件给油藏开发带来巨大挑战。面对诸多不利因素和挑战，通过创新研究和初步实践，针对直井开发动用程度较低的状况，开展了数值模拟研究，提出了利用叠置水平井进行分层开发，并对叠置水平井的叠置方式、纵向井距、水平段长度及注水方式等关键参数进行了优化研究。实践证明：叠置水平井是可行的，且已经取得了较好的开发效果，兴古潜山油藏的成功开发为同类油藏的开发提供了可借鉴经验。

数值模拟；叠置；水平井；潜山油藏

XG7块开发目的层为兴隆台太古界潜山，是具有双重介质特征的裂缝性储层［1-3］，区域构造裂缝以中高角度裂缝为主，油藏埋深2 335～3 960 m，油层从潜山顶部到底部均有发育。在潜山的上部、中部、底部各有一个油层集中发育段，其分布具有较强的非均质性。孔隙度平均5.1%，渗透率小于1×10-3μm2。地面原油密度平均0.820 7 g·cm-3，地面原油黏度平均3.57 mPa·s。

1 模型概述

根据XG7块油藏构造、岩性、储层物性及开采特点，选用GMSS软件，对XG7块中生界3大段1 600 m厚的油层进行三维地质建模。采用CMG软件中黑油模型IMEX进行油藏动态建模，平面划分为均匀网格113×65=7 345的网格系统，X、Y方向网格步长均为50 m；将每一大段细分为5个小层，共15层；模型采用以基质孔隙为主要储油空间、裂缝为主要渗流通道的双重介质模型，总节点数220350个，建立油藏动态模型。

2 叠置水平井开发可行性研究

XG7块无边底水，天然能量不足，一次采收率仅为11%。调研资料表明［4-6］，人工注水是潜山油藏成功开发的一条重要途径。因此，考虑天然能量开采和注水开发2种方式，对单水平井和叠置水平井2种井型整体开发XG7块太古界巨厚油层进行了数值模拟研究。

模拟预测结果表明（见图1），在天然能量、人工注水2种开发方式下，叠置水平井阶段采收率均高于单水平井开发，体现了其开发巨厚油层的优越性；从开发指标看，XG7块采用叠置水平井注水开发更为适宜，较其天然能量开发的采收率提高了8%。

3 整体开发设计中的关键问题

3.1 水平井叠置方式

主要考虑了2种叠置方式：1）平行叠置，各层水平井的入靶点在纵向上呈阶梯状分布，同段水平井没有错开一定距离，呈现为完全堆叠状，5口叠置水平井在俯视图上呈一条直线；2）交错叠置，纵向上的布井原则为交错型，保证各层水平井的入靶点在纵向上呈阶梯状分布，同段水平井错开一定距离，而不是完全形成叠置状。采用交错叠置方式可以变注入水由底而上的一线脊进为带状连续托进，从而延长底水锥进的时间，扩大波及体积，提高波及系数，阶段水驱采收率高达22.5%，比平行叠置方式提高了4.5%。

3.2 井距的确定

将模型划分为4个平衡区，分别建立井距为600，500，400，300 m的井网。数模结果分析：水平井平面井距在300 m左右，油层动用更充分。

分别对水平井叠置距离为100，150，200，300 m的情况进行了分析。研究结果表明，当叠置距离为200 m时，油藏动用程度最高，综合含水上升平缓，累计产油量最高，地层能量得以有效恢复和充分利用，为最佳的纵向距离（见图2）。

3.3 纵向上叠置层数

纵向上，对于含油幅度1 600 m的潜山油藏，水平井需部署1层，还是3层、5层，或更多，这是前无古人的探索。通过3层、5层和6层不同层数的比较，在相同注水开发方式下（见图3），认为5层叠置水平井阶段采出程度最高、含水上升缓慢，为最佳叠置层数。

3.4 注水方式优选

考虑了2种注水方式：1）底部直井和水平井组合注水，上部水平井采油；2）对应层段注水，水平井采油。数模结果表明：从累计产油量和含水变化指标看，方式1）好于方式2）；方式1）阶段累计产油量达630×104t，而方式2）只有380×104t，且含水上升迅速，水淹严重。

由于注水方式1）充分利用油水重力差异，在油藏底部进行注水，油藏顶部进行采油，油藏基质系统自吸排油可以得到较好地进行，基质系统动用程度相对较高，裂缝系统也得到较充分的动用。

通过2种注水方式的开发效果分析及对兴隆台潜山油藏非均质性的认识，推荐底部注水方式。注水纵向位置，选择在目前认识的含油底界之上且有吸水能力的裂缝较发育油层段。

4 叠置水平井实施效果

在深化地质研究和叠置水平井优化设计的基础上，在XG7块太古界潜山共部署叠置水平井33口，目前完钻17口。17口水平井累计产油29.7×104t，累计产气9 556×104m3；单井初期最高产油量109 t·d-1，平均产油量79 t·d-1，平均产气量3.3×104m3·d-1；目前单井平均产油量65.7 t·d-1，平均产气量2.1×104m3·d-1，取得了较好的开发效果。

5 结论

1）叠置水平井是整体开发XG7块巨厚潜山油藏的有效手段，采用交错叠置方式部署水平井更有利于下一步开发方式的调整。

2）叠置水平井平面井距为300 m左右，纵向上叠置距离要大于300 m。纵向上最佳叠置层数为5层。

3）应采用底部直井和水平井组合的注水方式。

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Numerical simulation study and practice on buried-hill reservoir development with overlapped horizontal well

Zhou Wanshan
(Research Institute of Exploration and Development,Liaohe Oilfield Company,PetroChina,Panjin 124010,China)

Block XG7 of Xinglongtai Oilfield is a buried hill oil reservoir discovered in recent years.This reservoir has the characteristics of special geological condition,old formation,complex internal structures,diverse lithology,huge pay layer and strong heterogeneity.Unique geological conditions bring enormous challenges to reservoir development.Faced with a number of negative factors and aimed at low development degree of vertical wells,researchers present development from separate zones with overlapped horizontal well and optimize the key parameters of overlapping way of horizontal wells,vertical spacing,horizontal segment length and water injection through innovative,preliminary practice and numerical simulation studies.Practice proves that it is feasible to use overlapped horizontal wells and achieves a good development effect.The successful development of XG buried-hill reservoir provides a reference for similar reservoir development.

numerical simulation,overlapping,horizontal well,buried hill reservoir.

TE319

A

2010-01-04；改回日期：2010-07-09。

周万山，男，1975年生，高级工程师，1999年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，主要从事油气田开发。E-mail：zhouws@petrochina.com.cn。

（编辑 刘 丽）

1005-8907（2010）05-602-03

周万山.叠置水平井开发潜山油藏数值模拟研究与实践［J］.断块油气田，2010，17（5）：602-604.

Zhou Wanshan.Numerical simulation study and practice on buried-hill reservoir development with overlapped horizontal well［J］.Fault-Block Oil &Gas Field，2010，17（5）：602-604.