鎮原油田長8油藏井網適應性評價

毛飛躍,侯長冰劉一倉,吳澤民(中石油長慶油田分公司超低滲透油藏第四項目部,甘肅慶陽 745000)

鎮原油田長8油藏井網適應性評價

毛飛躍,侯長冰劉一倉,吳澤民(中石油長慶油田分公司超低滲透油藏第四項目部,甘肅慶陽 745000)

鎮原油田長8油藏隨著開發階段的深入,原設計井網下油田開發各種矛盾逐步展現,目前長8油藏暴露出的主要矛盾是含水上升與提高單井產能的矛盾。以鎮原油田主力區塊近年的開發動態特征為依據,從井網與裂縫匹配性、見水、見效、遞減等分析了井網的適應性,提出了鎮原油田長8油藏主力區塊井網調整的技術對策,包括排狀注水、開展精細油藏描述,局部加密調整,提高儲量動用程度、實施堵水調剖,改變水驅方向,提高注入水波及體積等。研究對鎮原油田井網調整及穩產技術有重要的指導作用。

低滲油田;井網;開發效果;開發對策

鎮原油田長8油藏主要包括鎮53區塊、鎮218區塊和鎮221區塊,正式投入開發已有7年,目前井網的注水見效狀況、見水特征、地層能量狀況、遞減規律已明顯展現,分析特低滲透油藏不同井網形式和井排距下的注水開發效果,研究特低滲注水開發油藏注水開發技術政策及見水、見效規律以及不同油藏類型和滲流單元下井網適應性是油田穩產的核心和關鍵[1]。

1 井網設計

井網優化技術的主要研究方法沿用了特低滲透的研究方法,但在數值模擬技術和注采井距優化方面創新了研究方法:①數值模擬技術考慮了壓力敏感,模擬結果更可靠;②過去注采井距的優化僅考慮了滲透率的差異性,而超低滲透油藏注采井距的優化在原基礎上同時考慮了啟動壓力梯度和壓力敏感對縱向動用程度(即單井產量)的影響。

1)井網形式 對五點法、反七點法、正方形反九點法和菱形反九點井網進行數值模擬研究得出:相同的采出程度,菱形反九點綜合含水率較低;相同的開采時間,菱形反九點的采出程度最高(見圖1、圖2),故鎮北油田長8油藏采用菱形反九點井網開發。

圖1 不同井網含水率與采出程度關系圖

圖2 不同井網采油速度與時間關系圖

2)井排方向 同類油藏開發經驗表明,注水井排方向平行于裂縫方向,使注入水垂直裂縫走向向采油井方向驅油,才能最大限度地提高波及體積,取得較好的開發效果。長8油藏最大主應力及裂縫方位借用西峰油田長8油藏測試結果,確定為NE75°。

3)井距、井排確定 油藏的注采井連線為主流線,主流線中點處滲流速度最小,壓力梯度亦相應最小,壓力梯度為:

式中,PH為注水井井底流壓,MPa;Pwf為采油井井底流壓,MPa;d為注采井距,m;rw為井筒半徑,m。

若要中點處的油流動,則驅動壓力梯度必須大于該點處的啟動壓力梯度λ,則可計算出給定注采壓差和油層滲透率條件下的極限注采井距,即:

低滲透油田排距的大小主要與低滲透油藏基質巖塊滲透率和裂縫密度有關,基質巖塊滲透率越低,裂縫密度越小,排距應該越小,反之可以增大。因此,其開發井網的排距主要根據油藏基質巖塊滲透率的大小決定,合理的井網排距有助于建立合理的注采壓差,取得較好的注水效果。

假設X方向為主應力方向,且主向滲透率與側向滲透率:Kx/Ky=m,只有在主側向注采井距同時滿足合理注采井距時,驅替效果才最好,因此:

式中,a為井距,m;b為排距,m;R為井排距比。

令rw=0.1m可以得到:

鎮原油田長8油藏主向滲透率為側向滲透率的4倍。綜合以上分析,考慮長8油藏開發過程中主要以菱形反九點井網形式布井開發,井網部署方向為NE75°,為了適應裂縫性油藏特征,沿裂縫方向井距為垂直裂縫發育方向排距的3～4倍,排距的設計主要依據是滲透率大小,井距460～520m,排距140～180m。

2 井網適應性評價

1)井網與裂縫系統匹配關系分析 鄂爾多斯盆地區域上現應力場的分布是以北東東～南西西方向水平擠壓和北北西～南南東方向水平拉張為特征,形成2組裂縫,主要為北東向,其次為北西向。安塞、靖安、華池油田根據地應力及裂縫方位測試,最大主應力及裂縫方位為NE60～80°。根據目前各種測試結果并結合區域最大主應力及裂縫方位分布,認為鎮原油田長8段最大主應力及裂縫方位為NE75°左右。

在初期布井時,鎮53區塊、鎮218區塊、鎮221區塊均以NE75°井網設計。開發過程中油井主要見水方向與裂縫方向一致,井網方向與裂縫方向相符。截至2009年12月主向油井含水上升井達到41 口,由于含水上升損失產能140t,主要是鎮53區塊、鎮221區塊和鎮218區塊主向油井。尤其是鎮53區塊和鎮221區塊的長8油藏,主向見水率分別達到90.0%和71.4%,2009年新增見水井10口,損失產能13.1t,其中主向見水井6口,側向井見水幅度較小。

鎮53區塊主向油井見水22口,見水比例76.0%,側向井見水13口,見水比例21.0%,其中主向井見水周期511d,平均水線推進速度0.47m/d,側向井見水周期1105d。油井見水與裂縫發育程度有較好的匹配關系,裂縫發育區見水快,見水周期短,而裂縫發育較差區域見水周期長。在見水特征上表現出一旦注水與裂縫溝通,含水快速上升,液量大幅增加,其中最短見水周期89d,水線推進速度達到2.02m/d,沿裂縫方向油井見水特征明顯。

鎮221區塊開發2年后主向油井見水10口,見水比例86.7%,平均見水天數442d,水線推進速度0.32m/d,側向井見水5口,見水比例19.2%。由于鎮221區塊井距較小,主向井大幅度含水上升,側向井也出現了一定程度的含水上升,從延長油井低含水采油期進行評價,鎮221區塊井排距偏小,井網適應性較差。

鎮218區塊長8油藏采取520×180m菱形反九點井網進行開發,開發近5年來,主側向均無明顯含水上升井,沿裂縫方向的油井未發生明顯的水竄而含水突升,井網表現出較好的匹配性。鎮218井區高效開發的經驗表明,鎮北長8裂縫性油藏適當擴大井排距,延長裂縫性油井與注水井的距離,可有效避免主向井水竄而造成水淹,延長主向井低含水采油期。

2)不同井網能量利用情況分析 截至2008年底,未進行井網調整前,鎮原長8油藏測壓25口,主向壓力19.4MPa,側向井壓力11.6MPa,主側向壓差7.8MPa。主側向壓力分布極不均衡,平面矛盾相對突出(見表1)。

表1 鎮原油田長8油藏2008～2009年能量保持統計表

鎮原油田按照菱形反九點井網布井,不同區域井排距不同。從開發3年后單井產能損失率進行分析看,鎮53區塊井排距偏大,主向水淹,側向有效驅替難以建立,單井產能損失率達到31.0%;鎮221區塊主向水淹,但側向井井排距小,側向建立有效驅替系統,產能損失率25.8%;鎮218井區井網適應性較好,有效延緩了主向見水周期,側向井建立了有效的驅替系統,產能損失率僅18.8%,開發效果較好。

3)油藏采油速度分析 科學合理的井網密度既要使井網對儲層的控制程度盡可能的大、要能建立有效的驅替壓力系統、要使單井控制可采儲量高于經濟極限值,又要滿足油田的合理采油速度、采收率及經濟效益等指標[3]。根據最終采收率與井網密度的經驗公式,鎮北油田長8油藏滿足標定水驅采收率的井網密度為13.5口/km2。

鎮北油田長8油層井深按2217m計算,平均鉆井與地面成本為270×104元/口,投資貸款利率為6.91%,原油價格為2020元/t,得到經濟極限井網密度為27口/km2。

綜上考慮,鎮原油田長8油藏菱形反九點井網,平均井網密度12.26口/km2,從開發效果分析,鎮221區塊初期采用速度達到2.4%,但高井網密度、高采油速度也造成油藏初期含水上升速度較快,不利于油藏長期穩產。開發3年后,鎮53區塊、鎮221區塊單井產能下降幅度較大,采油速度均下降至1.5%以下,井網適應性相對較好的鎮218區塊采油速度仍能保持在2.0%左右,表現出較好的開發效果。

3 提高井網適應性對策

鎮原長8油藏主向井見水、水淹逐年增多,目前主要采取了水淹井轉注的方式進行了一定的井網調整工作,但是主向井含水的上升及油井開井數的減少是鎮原長8油藏開發早期遞減的主要因素,適時進行井網調整,提高井網適應性是鎮原長8油藏穩產的前提。

1)排狀注水 針對裂縫與注水井排方向基本一致,裂縫方向上油井水淹快,側向油井見效程度低的特點,為提高注采井數比例,實施面強點弱注水,建立有效的驅替系統,合理利用裂縫線上的水淹油井。2009年逐步開始在以鎮53區塊、鎮221區塊為主的長8油藏開展排狀注水,共實施排狀注水12個,排狀注水后有效井組9 個,見效油井34口,日增產能21t,累計增油9600t。尤其在鎮53區塊實施后效果明顯,2009～2010年共在鎮53區塊轉注水淹井8口,實施排狀注水8個,控制油井43口,轉注后區塊整體存水率由0.79上升至0.90,單井日產油由2.0t上升至2.1t,水驅動用程度由63.5%上升至65.6%(見圖3)。

圖3 鎮53區塊排狀注水區示意圖

2)開展精細油藏描述,局部加密調整,提高儲量動用程度 從目前鎮原長8油藏開發效果看,由于主向井水淹區,造成油井開井數減少,油井轉注后,注采井數比變為1∶1,雖然提高了油層水驅控制程度,但是造成局部儲量失控,產量遞減較大,為了提高采油速度,需加大長8油藏水驅效果及剩余油分布規律研究,通過對油藏水驅形態進一步認識,可通過在原菱形反九點井網基礎上,在側向水驅效果差,剩余油集中分布的區域開展加密調整,縮小井距,調整后,一方面加強了側向排液,有利于調整平面水驅效果;另一方面保持了注采井數比,保證油藏開發效果,提高油藏最終采收率[4]。

3)實施堵水調剖,改變水驅方向,提高注入水波及體積 鎮原油田長8油藏滲流特征為裂縫型或裂縫-孔隙型,主向井見水率達到62.5%,產能損失嚴重,造成油藏初期遞減大,儲量失控。堵水調剖技術是針對油田開發過程中,注水井近井地帶剩余油較少、由于繞流作用影響導致近井地帶調剖增油效果變差的問題提出的,深部調驅一般是向注水井注入可以在地層大孔道或裂縫中流動的凝膠,希望通過流動凝膠的緩慢移動實現調剖劑在地層深部的不斷重新分配,增加調剖劑的作用范圍,提高注入水的波及效率。2011年在長8油藏開展的注水井深部調剖試驗2口,實施后井組日增油1.72t,累計降水量194.8m3,對于改善油藏水驅效果,提高注入水波及體積具有較好的作用。

[1]張明祿,吳正.鄂爾多斯盆地低滲透氣藏開發技術及開發前景[J].天然氣工業,2011,34(7):1-5.

[2]冉新權,楊華,李安琪,等.超低滲透油藏開發管理[J].中國石油企業,2008,27(8):4-5.

[3]關德師,牛嘉玉,郭麗娜.中國非常規油氣地質[M].北京:石油工業出版社,1995.

[4]王昌勇,鄭榮才,李忠權,等.鄂爾多斯盆地姬塬油田長8油層組巖性油藏特征[J].地質科技情報,2010,29(3):69-74.

[編輯] 辛長靜

TE324

A

1673-1409(2014)32-0091-04

2014-07-12

毛飛躍(1968-),男,工程師,現主要從事低滲透油藏開發方面的研究工作。