海拉爾盆地高陡斷塊油藏井網(wǎng)優(yōu)化及應(yīng)用效果

賈紅兵，戴士植，李新峰，楊麗君

(1.中國(guó)石油大慶油田公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712；2.中國(guó)石油大慶油田公司第六采油廠;3.中國(guó)石油大慶油田公司天然氣分公司)

海拉爾盆地高陡斷塊油藏井網(wǎng)優(yōu)化及應(yīng)用效果

賈紅兵1，戴士植2，李新峰1，楊麗君3

(1.中國(guó)石油大慶油田公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712；2.中國(guó)石油大慶油田公司第六采油廠;3.中國(guó)石油大慶油田公司天然氣分公司)

針對(duì)海拉爾盆地高陡斷塊油藏地層傾角大和需要壓裂投產(chǎn)的特點(diǎn)，著重考慮重力作用、人工裂縫等因素，優(yōu)化了合理井網(wǎng)形式和注水方式。研究結(jié)果表明，規(guī)模較大斷塊適合采用正方形井網(wǎng)部署，可以減緩由于重力作用造成的注入水向低部位水竄、以及由于人工裂縫造成的采油井過早見水；在窄條帶狀斷塊以及斷層附近可采用靈活井網(wǎng)形式。在注水方式方面，通過機(jī)理模型及數(shù)值模擬等方法，綜合確定窄小斷塊采用邊部注水方式，規(guī)模較大斷塊則采用邊部結(jié)合點(diǎn)狀的注水方式。實(shí)施效果表明，所采用的井網(wǎng)形式和注水方式是合理的。

海拉爾油田；斷塊油藏；井網(wǎng)形式；注水方式

海拉爾盆地屬于高陡斷塊油藏，構(gòu)造上地層傾角較大，斷塊規(guī)模較小；儲(chǔ)層物性方面，各斷塊物性差異很大，總體上屬于低滲-特低滲透油藏；采油井均需要壓裂投產(chǎn)才具有經(jīng)濟(jì)效益，因此開發(fā)布井需要考慮人工裂縫影響。國(guó)內(nèi)外學(xué)者在井網(wǎng)形式和注水方式優(yōu)化研究方面，取得了大量成果[1-9]，但對(duì)于這種地層傾角較大且需考慮人工裂縫的復(fù)雜斷塊油藏，可參考的文獻(xiàn)很少，因此有必要結(jié)合該類油藏的地質(zhì)特征，研究合理井網(wǎng)形式和注水方式，以提高油田的開發(fā)效果。

1 地質(zhì)特征

A區(qū)塊位于海拉爾盆地東南部，斷裂十分發(fā)育，造成斷塊規(guī)模普遍較小，含油面積0.51～3.58 km2。區(qū)內(nèi)斷層以反向正斷層居多，少見逆斷層，走向?yàn)楸睎|向、少有北西向。斷層密度為1.5條/km2，平均垂直斷距為140 m。油藏主要發(fā)育在東高西低的斜坡上，東部斷塊含油目的層頂面海拔最高為-772.8 m，西部為-1918.1 m。各斷塊地層傾角較大，為6°～24°，平均為13.4°。

A區(qū)主要目的層為南一段，沉積時(shí)期主要發(fā)育扇三角洲前緣-湖泊沉積體系；油層有效厚度27.2～48.0 m，平均有效厚度32.8 m；總體上屬于中孔低滲-特低滲儲(chǔ)層，孔隙度12.2%～21.3%，平均16.7%；滲透率(0.17～35.17)×10-3μm2，平均12.75×10-3μm2；天然裂縫以高角度的構(gòu)造裂縫為主，裂縫角度為58°～90°，平均70°；最大水平主應(yīng)力方向?yàn)?5°～90°，平均49°。根據(jù)微地震監(jiān)測(cè)資料，南一段人工裂縫主要是北東向，裂縫方位北東48.7～73.5°，平均63.0°。裂縫長(zhǎng)度平均187.2 m，進(jìn)水裂縫高度平均為10.7 m。

針對(duì)A區(qū)塊地層傾角較大、需要壓裂投產(chǎn)等特點(diǎn)，考慮重力作用和人工裂縫因素，對(duì)井網(wǎng)形式和注水方式進(jìn)行了優(yōu)化。

2 井網(wǎng)形式優(yōu)化

針對(duì)A區(qū)塊構(gòu)造、儲(chǔ)層發(fā)育特點(diǎn)，考慮人工裂縫規(guī)模和方向，建立了A1典型斷塊的地質(zhì)模型。斷塊油藏一般采用正方形和三角形井網(wǎng)形式，因此在相同井網(wǎng)密度、相同油水井?dāng)?shù)條件下，重點(diǎn)研究了正方形和三角形兩種井網(wǎng)形式對(duì)開發(fā)指標(biāo)的影響(表1)。

圖1、圖2表明開采過程可分成兩個(gè)階段。

(1)含水快速上升期(含水率小于 65%)。同一采出程度下，正方形井網(wǎng)含水低于三角形井網(wǎng)(圖1)；同一開采時(shí)間下，正方形井網(wǎng)采出程度高于三角形井網(wǎng)，且差距逐步加大，開采至第8年，采出程度分別為10.8%和9.6%，相差1.2% ，正方形井網(wǎng)開采效果更好(圖2)。

(2)含水穩(wěn)步上升期(含水率大于65%)。相同采出程度下，含水趨于一致；同一時(shí)間，采出程度差距沒有被進(jìn)一步明顯拉大，開發(fā)20年末，正方形井網(wǎng)和三角形井網(wǎng)采出程度分別為17.8%和16.4%，相差1.4%。

表1 A1斷塊兩種井網(wǎng)布井方案

圖1 采出程度與含水關(guān)系

圖2 時(shí)間與采出程度關(guān)系

綜合以上分析，受重力作用和裂縫影響，正方形井網(wǎng)開發(fā)效果好于三角形井網(wǎng)，因此確定在規(guī)模較大斷塊采用以正方形井網(wǎng)為主的井網(wǎng)形式，以拉大排距，減緩水竄。在窄條帶狀斷塊以及斷層附近，采用靈活井網(wǎng)形式，以避開斷層，保證油層頂和油層底的完整。

3 注水方式優(yōu)化

3.1 機(jī)理模型研究

A區(qū)塊地層傾角平均13.4°，斷塊在平面上多呈窄條帶分布，各斷塊滲透率差異大(0.17～35.17)×10-3μm2，非均質(zhì)性強(qiáng)，若在高部位注水，注入水在重力作用下易沿著高滲層向低部位水竄，油井容易水淹，無(wú)法通過水驅(qū)開采處于高部位的油。因此，在注水開發(fā)過程中應(yīng)充分考慮重力的影響。

根據(jù)A區(qū)塊儲(chǔ)層及流體物性，建立了地層傾角為13.4°的機(jī)理模型，針對(duì)不同儲(chǔ)層滲透率，研究250 m井距正方形井網(wǎng)邊部、頂部注水下重力作用對(duì)油井含水的影響。

計(jì)算結(jié)果表明(圖3)，滲透率為1×10-3μm2時(shí)，邊部注水與頂部注水下油井含水相差不大，重力作用影響有限，滲透率為10×10-3μm2時(shí)，頂部注水時(shí)油井含水明顯高于邊部注水時(shí)油井含水(在5%左右)；隨滲透率進(jìn)一步增加，兩種注水方式下油井含水相差越來越大，滲透率為50×10-3μm2時(shí)，含水最大相差約為20%。這主要因?yàn)轫敳孔⑺畷r(shí)，重力為動(dòng)力，水驅(qū)緣沿著重力場(chǎng)優(yōu)勢(shì)方向突進(jìn)，導(dǎo)致邊部油井易水淹。采用邊部注水方式時(shí)，重力為阻力，水驅(qū)前緣向頂部均勻推進(jìn)，波及系數(shù)高，含水低。

圖3 重力作用對(duì)油井含水的影響

根據(jù)分流方程、機(jī)理模型研究結(jié)果，以及已投產(chǎn)復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)[10]，呈窄條帶狀的斷塊應(yīng)優(yōu)先采用邊部注水方式。但對(duì)于能夠部署3排以上的較寬斷塊，如果只在邊部注水，勢(shì)必會(huì)影響高部位采油井的注水開發(fā)效果。因此采用數(shù)值模擬方法，進(jìn)一步研究了這類斷塊的合理注水方式。

3.2 數(shù)值模擬研究

A3斷塊位于A區(qū)塊南部，斷塊相對(duì)較寬，寬度在670 m左右，含油面積內(nèi)可部署3～4排井，油層滲透率4.92×10-3μm2，模擬頂部、邊部和邊部+內(nèi)部點(diǎn)狀注水三種方案。模擬結(jié)果表明，邊部注水采出程度14.9%，比頂部注水采出程度高出0.8%，說明油水重力差異對(duì)邊部注水提高采收率具有一定影響。邊部+內(nèi)部點(diǎn)狀注水采出程度最高，采出程度可達(dá)17.8%(圖4)。

從剩余油分布情況看，邊部+內(nèi)部點(diǎn)狀注水剩余油分布最均勻，驅(qū)油效果最好。該注水方式充分發(fā)揮了內(nèi)部點(diǎn)狀注水能適應(yīng)復(fù)雜斷塊油田各區(qū)塊以及同一區(qū)塊不同部位油層富集程度不同的特點(diǎn)，可以使油井多向受效，完善注采平衡的優(yōu)勢(shì)。因此對(duì)于含油范圍較大，油層滲透率低于10×10-3μm2的斷塊，應(yīng)適當(dāng)增加注水井點(diǎn)，實(shí)施溫和注水，形成邊部和點(diǎn)狀注水相結(jié)合的注水方式。

圖4 A3斷塊不同注水方式下采出程度與含水關(guān)系

4 實(shí)施效果分析

采用正方形為主的井網(wǎng)形式，在A3斷塊設(shè)計(jì)開發(fā)井32口，于2010年10月全部完鉆。2011年7月采用邊部與內(nèi)部點(diǎn)狀相結(jié)合的注水方式，投產(chǎn)25口采油井，7口注水井。注水前平均單井產(chǎn)油6.5 t/d，注水8個(gè)月后陸續(xù)有22口采油井見效，產(chǎn)油量提高到8.6 t/d，至2013年12月，平均單井日產(chǎn)油量為7.2 t，含水上升較慢，含水從初期3.8%上升到18.9%，取得了較好的注水效果，初步說明所優(yōu)選的井網(wǎng)形式和注水方式是適合這類油藏開發(fā)的。

5 結(jié)論

(1)注水開發(fā)高陡斷塊油藏必須考慮重力作用、人工裂縫等因素，優(yōu)化合理井網(wǎng)形式和注水方式。

(2)規(guī)模較大斷塊適合采用正方形井網(wǎng)，減緩由于重力作用造成的注入水向低部位水竄，以及由于人工裂縫造成的采油井過早見水；窄條帶狀斷塊可采用靈活井網(wǎng)部署，保證油層的完整性。

(3)注水方式方面，窄條帶狀分布的斷塊采用邊部注水方式；規(guī)模較大斷塊則采用邊部結(jié)合點(diǎn)狀的注水方式。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)02-0084-03

2014-10-13

賈紅兵，高級(jí)工程師，碩士，1980年生，2006年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院，現(xiàn)主要從事油藏工程研究。

國(guó)家重大科技專項(xiàng)“特低滲油藏有效開發(fā)技術(shù)”( 2011ZX05013-006)資助。

TE537

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