松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏开发技术政策研究

宋 勇 （中石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东 东营257015）

松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏开发技术政策研究

宋 勇 （中石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东 东营257015）

松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏具有砂体厚度大、低孔、特低渗且具有一定底水能量的特点，针对该油藏的特殊性，以精细三维油藏模型为基础，利用油藏数值模拟技术，通过建立概念模型以及典型实体模型对该油藏的开发技术政策进行优化，最终优选方案设计总井数24口，其中新井13口，包括2口直井、5口水平井共7口油井，预计前3年平均年产油4.63×104t。

松滋油田；红花套组；数值模拟；正交试验；开发技术政策

松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏是江汉油田近年勘探开发的重大突破，但因其油藏类型罕见，具有砂体厚度大、低孔、特低渗且具有一定底水能量的特点，开发难度大。针对该油藏特有的特点和难点，采用现代油藏工程和数值模拟相结合的方法，系统地进行开发技术政策调整研究，优化确定合理的开发方案，对于实现油藏的合理、科学、高效的开发具有十分重要的意义。

1 油藏概况

松滋油田位于江汉平原长江以南湖北省松滋市境内，东距涴市镇6km，南距米积台镇约10km，北临长江约3km［1］。松滋油田区域构造位于江汉盆地江陵凹陷西南部，复Ⅰ断块位于区域性大断层万城断层的上升盘，与下降盘的谢凤桥断鼻相对。2008年4月在构造高部位部署了评价井SK8－X16井，通过试油，获得日产油9.3t的工业油流，从而发现了红花套组油藏，上报地质储量468×104t，含油面积2.31km2；砂体厚度96～157m，呈西厚东薄、北厚南薄的趋势；平均孔隙度13.7%，渗透率6.75×10－3μm2，为低孔、特低渗储层；油藏具有一定底水，水体体积是油层体积的11.4倍；油藏原始地层压力37.5MPa，饱和压力10.45MPa，油层中部垂深3655m，压力梯度1.03MPa/100m，地层温度126.6℃，地温梯度2.9℃/100m，属正常温度场、正常压力系统。

2 试油试采分析

截至2011年7月，松滋油田复Ⅰ断块红花套组有试油井6口，试采井19口，平均单井日产液12.4t，日产油6t，含水率51.6%。松滋油田复Ⅰ断块有试注井1口，单井日注量30m3。

投产初期单井日产油能力5.7～26.0t，平均单井日产油能力16.4t，具有一定自然产能，比吸水指数为0.86m3/（d·MPa·m），具有较好的吸水能力。

3 油藏数值模拟模型建立

针对红花套组的厚层、低渗－特低渗底水油藏的特点，在构建网格模型过程中着重刻画纵向非均质，同时控制网格总体规模，确保模拟模型的高精度和高效率［2，3］。主要技术特点包括：①纵向应用7个岩性分界面控制垂向网格剖分段，各岩性段内根据油藏沉积特征，采用等分法细分岩性段纵向网格，合理反映油藏纵向宏观与微观非均质；②根据夹层厚度频率分布，确定纵向平均网格步长 （0.5m），保留夹层的空间展布与渗流遮挡特征；③对于可识别的泥质夹层，采用确定性建模方法单独作为模拟层，至于夹层的平面范围，取两口井间的距离之半，而井间不确定的物性夹层采用随机建模方法产生。

4 开发技术政策研究

研究区红花套组为厚层砂岩，泥岩不发育 （厚度最大为1.3m，平均厚度0.6m），分布不稳定，且平面及纵向分布不均匀，储层纵向连通，缺乏划分开发层系的地质条件。考虑该块油藏能量特点，既要合理控制底水锥进，防止油井过早见水，又要适当利用底水能量，扩大纵向波及程度，提高油藏开发效果。因此，就注水方式、油井避射、井型优化等开发技术政策进行了研究。

4.1 注水方式研究

根据弹性驱动采收率计算公式［4］计算松滋油田复Ⅰ断块弹性驱动开发的采收率为2.50%，其次根据溶解气驱油田采收率经验公式计算复Ⅰ断块红花套组溶解气驱采收率为7.97%，即一次采收率仅为10.5%，需要补充地层能量。SH6－X10井试注表明注水可行，因此该块推荐立足于注水补充能量开发。

该油藏具有一定的底水能量，因此合理控制底水锥进 （防止油井过早见水），是注水方式研究所要考虑的首要原则。但影响注水方式的因素众多，例如注采井距、采油速度、油井射开程度等，且这些因素相互影响。因此通过建立概念模型，采用正交试验设计方法［5］，确定影响因素的敏感性 （表1），然后从红花套三维油藏模型中选取典型的井组，开展水井注水方式研究及油井合理避射研究，最终确定水井注水方式及油井最优射开程度 （图1、2）。

表1 正交试验方差分析结果

图1 不同采油速度下的注水方式与15年采出程度曲线

图2 不同避射程度下的注水方式与采出程度对比曲线

优化结果表明：①敏感因素依次为采油速度＞注水方式＞避射程度＞井距，且井距与其他3个因素相比不是显著影响因素。②油层注水的采出程度高，开发效果最好。③当采油速度低时，各种注水方式的采出程度差异较小；随着采油速度的提高，不同注水方式的开发效果差异增大。④不同油井避射程度下注水方式对开发效果的影响规律基本一致，油层注水效果好于其他注水方式。

4.2 油井合理避射程度研究

利用建立的红花套组油藏典型井组模型，在考虑不同的采油速度和不同的油层厚度情况下，开展油井合理避射程度研究，结果见图3和图4。

图3 不同采油速度下避射程度与15年采出程度曲线

图4 不同油层厚度下避射程度与15年采出程度曲线

结果表明：①不同采油速度下，随着油井避射程度的增大，采出程度先期逐渐增大，后期增幅变缓，甚至下降。总体来看，当采油速度超过1.5%时，油井避射程度为60%左右较为合理。②不同油层厚度油井合理避射程度稍有差别。当油层厚度小于40m时，合理避射程度为50%～60%；油层厚度大于40m后，合理避射程度为40%。

4.3 井型优选

利用数值模拟计算，对比水平井及直井的初期采油指数、见水时采出程度以及15年采出程度等指标，进行井型的优选［6］，结果见图5～7。

图5 水平井与直井的初期采油指数与油层厚度关系曲线

图6 水平井与直井见水时间与油层厚度关系曲线

优化表明：①水平井增产优势存在一定的油层厚度界限，薄油层的水平井产能优势明显，厚油层优势减弱。②从见水时采出程度及15年采出程度对比来看，油层厚度小于40m时，水平井开发优势比较显著。因此，方案部署时，油层厚度小于40m时，适宜选择水平井开发。

利用数值模拟对水平井参数进行了优化，结果如下：①水平井平行构造方向时，边水驱动受效较均衡，含水上升慢，效果最好。②水平段越长，开发效果越好，但水平段长度超过300m后，累积油量增幅变缓，结合红花套组油藏储层特点及水平井所处油藏位置，推荐水平段长度为250～300m。③水平井水平段靠近油层上部开发效果较好。考虑到储层空间物性变化影响，综合确定水平井水平段距离油层顶部的位置为油层厚度的20%。

4.4 方案部署及指标预测

共部署5套方案，方案1和方案2为直井开发，但新井部署位置井别有差异；方案3和方案4为水平井开发，只是在西北角井型有区别；方案5为水平井和直井相结合，油层厚度小于40m的位置部署水平井。

根据5套方案含水与采出程度对比曲线 （图8）可以看出，方案1含水率上升最慢，但15年末采出程度最低；方案2的采出程度与方案1相近，但其含水率远高于方案1；对比方案3、方案4和方案5，方案5采出程度最高，且含水率低。对于方案1和方案5，考虑油藏合理开发和经济效益两方面，优选方案5。

图7 水平井与直井的15年采出程度与油层厚度关系曲线

图8 5套方案含水率与采出程度关系曲线

按照优选方案5部署后，前3年平均年产油能力4.63×104t，15年末累计产油53.2×104t，15年末采出程度15.21%，含水率53.4%。

5 结 论

1）油层段注水，油层厚度小于40m储层选择水平井开发，直井合理避射程度为60%，水平井段设计在油层顶部1/5处。

2）方案预测前3年平均年产油能力4.63×104t，15年末累计产油53.2×104t，15年末采出程度15.21%，含水率53.4%。

［1］贺其川，王得训，陈波，等.松滋油田复Ⅰ断块水平井开发方案优化 ［J］.石油天然气学报，2011，33（1）：135～138.

［2］李允.油藏模拟 ［M］.东营：石油大学出版社，1999.

［3］李传亮.油藏工程原理 ［M］.北京：石油工业出版社，2005.

［4］秦积舜，李爱芬.油层物理学 ［M］.东营：石油大学出版社，2006.122～123.

［5］徐仲安，王天保.正交试验设计法简介 ［J］.科技情报开发与经济，2002，12（5）：48～50.

［6］吕广忠，郭迎春，牛祥玉.水驱砂岩油藏水平井多段流描述及数值模拟研究 ［J］.石油天然气学报，2010，32（1）：123～137.

Development Technologic Policy Research for Honghuatao Reservoir of Fault Block Fu I in Songzi Oilfield

SONG Yong（Author's Address：Geological Science Research Institute of Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying257015，Shandong，China）

Honghuatao Reservoir in Songzi Oilfield had the characters of bigger sand thickness，low porosity，extra－low permeability and with some bottom water.In allusion to the characteristics stated，based the three－dimensional fine reservoir model，the reservoir simulation technology was used.In combination with orthogonal testing design method，the development technologic policy is optimized by building the conceptual model and typical reservoir model，by which 24 wells are optimized which include 13new wells，2vertical wells，5horizontal wells，the predicted average annual oil production is 4.63×104t in the first three years.

Songzi Oilfield；Honghuatao Formation；numerical simulation；orthogonal test；development technologic policy

TE323

A

1000－9752（2012）03－0145－04

2011－09－19

宋勇 （1980－），男，2004年大学毕业，硕士，工程师 ，现主要从事油气田开发方案编制及油藏数值模拟研究工作。

［编辑］ 萧 雨