低渗透油藏水平井井网优化研究

张剑风 (中石油大庆油田有限责任公司第九采油厂,黑龙江大庆 163853)

低渗透油藏水平井井网优化研究

张剑风 (中石油大庆油田有限责任公司第九采油厂,黑龙江大庆 163853)

大庆西部外围古龙南地区未动用储量基数大,是大庆油田未来开发的重要区域之一,该区属于低渗透油藏,采用直井开发难以建立有效驱替,单井产量低,开发效果差。近年来,随着水平井开发技术的引入,该区难采储量得以动用。以茂15-1区块为例,阐述了利用人工裂缝建立有效驱替的水平井井网优化技术,包括有效驱动距离计算、井网单元的优选以及井距排距的确定等。现场施工表明,水平井井网优化能够实现有效驱替,可以取得较好的开发效益,对低渗透油藏难采储量的动用具有指导意义。

低渗透油藏;水平井;井网优化;人工裂缝

目前,随着油田开发对象逐渐转向品质差的储量,直井注水开发暴露出单井产量低、注水井吸水能力低、难以建立有效驱替等问题[1-4]。近年来,水平井在低渗透油田开发中发挥了重要作用,随着水平井应用范围的扩大,水平井井网优化越来越重要。低渗透油藏一般储层连通性差,渗流阻力大,能量消耗快,只有适当缩小注水井和采油井的距离,采用合理的井网密度,才能建立起有效的驱动体系,进而提高水驱控制程度并获得较高采收率[5]。茂15-1区块位于松辽盆地北部中央坳陷区齐家-古龙凹陷南端古龙南地区,开发目的层为葡萄花油层,沉积类型主要为席状砂,砂体发育稳定,但储层厚度薄,平均单井有效厚度1.04m/层;物性差,平均孔隙度为15.3%,渗透率3.8m D,属于低孔特低渗透油藏;油水关系相对简单,且主力层发育稳定。从相邻的同样地质条件的已开发油田看,单井产量低,效益差,难以建立有效驱替,开发效果差。因此,该类储量一直长期搁置,有效动用难度大。下面,笔者对低渗透油藏水平井井网优化问题进行了研究,以便为低渗透油藏的开发提供帮助。

1 有效驱动距离计算

为了能够建立有效驱替,井网优化时,首先要确定区块极限驱替距离。低渗透油藏普遍存在渗透率越低,其启动压力梯度越大。为此,利用茂15-1区块岩心分析资料,建立了该区启动压力梯度计算公式:

式中,λ为启动压力梯度,MPa/m;K为渗透率,m D;L根限为极限驱动井距,m;Pw为注水井流压,MPa;Pf为油井流压,MPa;L有效为有效驱动井距,m;c为单位换算系数;n为排距与井距之比;μ为原油地层黏度,mPa·s;η为稳定采液强度,t/(d·m);h为有效厚度,m。

2 井网单元的确定

在确定井网单元时,应考虑人工压裂裂缝的开启方向,即地应力方向和水平井井筒之间夹角的关系。通过已投产的相邻区块生产情况及前人研究成果[6]可知,在储层非均值性较弱的席状砂地区,井筒方向与人工裂缝夹角越大,累计采油量越大。因此,在设计井网单元时,仅考虑水平井井筒与地应力夹角为90°时井网类型,共设计4种井网单元(见图1)。

利用Eclipse数值模拟软件,在不考虑水平井井筒内摩擦损失的条件下优选适合的井网单元,发现井网形式3(五点交错排状)的采出程度最高 (见图2),综合含水最低 (见图3)。从不同井网形式流行分布数值模拟结果看 (见图4),井网形式3(五点交错排状)驱油效果最好,死油区最少。因此,最终井网单元为五点交错排状。

图1 井网单元示意图

图2 不同井网形式下采出程度数值模拟图

图3 不同井网形式下综合含水数值模拟图

3 井距排距的确定

水平井人工裂缝的长度及裂缝间距决定着水平井的产能。裂缝长度太长,会缩短无水采油期;裂缝长度太短,会增大井网密度或者无法建立有效驱替。裂缝间距太大,会降低泄油面积,降低单井产量;裂缝间距太小,不仅不能增产,还会导致压裂施工失效[7-8]。因此,结合目前水平井压裂工艺技术现状,设计了不等缝长和等缝长2种方式共8套方案 (见图5)。

图4 不同井网形式流线分布数值模拟图

图5 压裂缝长及缝组合方式示意图

从不同方案的数值模拟结果看,方案2(缝长150-120-100-100-120-100-100-120-150m,缝间距50m,水井正投影位置左右各间隔50m)采出程度最高(见图5),综合含水最低(见图6)。因此,在实际压裂过程中,以方案2为设计原则,结合水平井实际钻遇情况,优化裂缝布局及长度。

图5 不同压裂缝组合方式下采出程度数值模拟图

图6 不同压裂缝组合方式下综合含水数值模拟图

因此,综合数值模拟结果,以 “纺锤形”布置人工压裂缝,最大半缝长150m,建立了 “缝网匹配”井排距计算模型(见图7),从而计算井距排距为300m×300m,有效驱动距离为225m,水平井长度为700m。

4 应用效果

茂15-1区块采用300m×300m的五点交错排状法布置井网,共部署开发井176口,其中水平井43口,水平井水平井段长度700m。该区目前已经投产16口水平井,其中5口水平井采取天然能量开发,另外11口水平井采用同步注水开发。从实际生产情况看,同步注水的水平井平均月递减率4.8%,而天然能量开发水平井递减率7.7%,通过注水受效使得月递减率减缓了2.9%,且水平井受效后平均单井增油幅度达到53.3%。同时,地层压力监测资料表明,注水开发后平均地层压力由21.3MPa略降到20.2MPa,地层压力保持水平为94.8%。因此,对水平井井网优化能够实现有效驱替,且具有较好的开发效果。

图7 茂15-1区块“缝网匹配”示意图

[1]齐振林.大庆外围低渗透油气田开采实用技术[M].北京:石油工业出版社,2002.

[2]裘怿南.低渗透砂岩油藏开发模式[M].北京:石油工业出版社,2002.

[3]李道品.低渗透油田开发[M].北京:石油工业出版社,1999.

[4]凌宗发,胡永乐,李保柱,等.水平井注采井网优化[J].石油勘探与开发,2007,34(1):65-73.

[5]侯晓春,陆程,蔡文,等.低渗透储层水平井一直井联合布井极限注采井距研究[J].现代地质,2008,22(1):91-96.

[6]庞长英,程林松,冯金德,等.水平井直井联合井网产能研究[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报),2006,28(6):113-116.

[7]柳明,张士诚,雷鑫,等.人工裂缝与水平井筒的夹角对开发效果的影响[J].西安石油大学学报(自然科学版),2012,27(2): 58-61.

[8]陈辉,孙秀芝,吕广忠.压裂水平井裂缝布局研究[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报),2013,35(1):141-144.

[编辑] 李启栋

TE324

A

1673-1409(2014)20-0073-03

2014-03-13

国家高技术研究发展(863)计划项目(2013AA064903)。

张剑风(1981-),男,硕士,工程师,现主要从事低渗透油田地质及测井综合解释方面的研究工作。