H區(qū)塊滲透率級差界限及水平井部署參數(shù)研究

薛江龍，周志軍，趙立斌，張 鍵

(1.中國石油塔里木油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒 841000；2.東北石油大學(xué)非常規(guī)油氣成藏國家重點實驗室；3.中國石油克拉瑪依油田公司勘探開發(fā)研究院)

H區(qū)塊滲透率級差界限及水平井部署參數(shù)研究

薛江龍1，周志軍2，趙立斌3，張 鍵1

(1.中國石油塔里木油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒 841000；2.東北石油大學(xué)非常規(guī)油氣成藏國家重點實驗室；3.中國石油克拉瑪依油田公司勘探開發(fā)研究院)

經(jīng)過多年滾動勘探開發(fā)，H區(qū)塊目前已經(jīng)進入高含水期，局部水淹嚴重，剩余油高度分散，且強底水活躍。利用油藏數(shù)值模擬技術(shù)，研究了H區(qū)塊水平井部署滲透率級差、水平井部署參數(shù)及開發(fā)方式。結(jié)果表明，H區(qū)塊合理滲透率級差上限值為4，分注分采開發(fā)效果較好，對于強水淹儲層合理井距為240 m，對于弱水淹儲層合理井距為180 m，并得到了構(gòu)造幅度與含油飽和度的關(guān)系。

水平井部署；滲透率級差界限；開采方式；儲層有效厚度

1 滲透率級差界限研究

儲層滲透率差異是造成層間矛盾和影響縱向波及系數(shù)的主要地質(zhì)因素[1-3]。儲層滲透差異通常用滲透率級差來表征。要改善油藏整體的開發(fā)效果、減少層間干擾，必須降低層間組合的滲透率級差，合理組合開發(fā)層系[4-7]。生產(chǎn)實踐中可以利用吸水剖面和產(chǎn)液剖面測試結(jié)果，研究開發(fā)層系內(nèi)儲層滲透率級差對層間油層動用狀況的差異，確定一個開發(fā)層系內(nèi)儲層組合的滲透率級差上限。本文采用數(shù)值模擬法，通過建立典型數(shù)值模型確定層系組合的滲透率級差上限；通過建立不同層系細分組合模型，優(yōu)化層系細分組合的各種參數(shù)界限。模型選取了一塊矩形區(qū)塊，該區(qū)塊共有油層22層，采用30 m×30 m網(wǎng)格步長。

設(shè)計了以下七種方案(區(qū)塊模型最大滲透率級差為5.16，為了更好地表示滲透率級差對區(qū)塊采收率的影響，以H區(qū)塊滲透率級差表為基礎(chǔ)，通過控制滲透率級差改變滲透率的方式增加設(shè)置了方案一滲透率級差10和方案二滲透率級差8進行對比)：方案一：滲透率級差小于10的小層組合為一套層系；方案二：滲透率級差小于8的小層組合為一套層系，大于8的小層組合為一套層系；方案三：滲透率級差小于5的小層組合為一套層系；方案四：滲透率級差小于4組合為一套層系，滲透率級差大于4組合為一套層系；方案五：滲透率級差小于3組合為一套層系，滲透率級差大于4組合為一套層系，滲透率級差大于5組合為一套層系；方案六：滲透率級差2組合為一套層系；方案七：滲透率級差1組合為一套層系(見表1)。 計算結(jié)果表明(圖1、圖2)：層系采收率隨滲透率級差增大而減小，級差越大，油層動用非均質(zhì)性越強，當(dāng)滲透率級差大于4時，層間動用非均質(zhì)系數(shù)出現(xiàn)轉(zhuǎn)折，斜率增大，滲透率小的油層動用程度明顯變差。因此將層系滲透率級差界限定于4左右。

圖1 層系采收率與滲透率級差關(guān)系

2 水平井部署參數(shù)優(yōu)化

2.1 儲層有效厚度敏感性分析

在原有模型的基礎(chǔ)上，利用五點法井網(wǎng)部署水平井，進行水平井開發(fā)儲層有效厚度敏感性分析。對比不同厚度(2、3、4、5 m)方案下，井網(wǎng)開發(fā)20年的累產(chǎn)油和含水變化曲線，當(dāng)模型的含水率大于98%時，模型自動終止。結(jié)果表明，有效厚度越大，模型見水時間越晚，累產(chǎn)油越高。

表1 H區(qū)塊模型滲透率級差界限分布

圖2 層系透率級差與層間動用系數(shù)比關(guān)系

2.2 構(gòu)造幅度與含油飽和度敏感性分析

利用正交實驗法研究水平井部署的地質(zhì)參數(shù)(構(gòu)造幅度、有效厚度、儲層滲透率和含油飽和度)等參數(shù)的最佳匹配關(guān)系，利用油藏數(shù)值模擬對不同方案進行合理預(yù)測，得到不同構(gòu)造幅度下對應(yīng)的含油飽和度下限，見表2。

表2 H區(qū)塊構(gòu)造幅度與飽和度下限預(yù)測

2.3 井距優(yōu)化

(1)在原有模型的基礎(chǔ)上，選擇水淹強的單砂體、構(gòu)造幅度15 m、有效厚度5 m的部位部署水平井，水平井井網(wǎng)采用五點法井網(wǎng)，對比井距分別為210 m和240 m兩種不同方案的開發(fā)效果。模型網(wǎng)格步長為30 m，模擬運算時間為20年，各個方案分別計算到含水為98%的時刻。通過模擬計算得到兩種不同方案開發(fā)20年的累產(chǎn)油和含水變化曲線(圖3)可以看出：井距越大，含水率突破時間越晚，累產(chǎn)油越高。因此對強水淹地方推薦240 m井距。

圖3 不同井距方案累產(chǎn)油、含水率對比

(2)在原有模型的基礎(chǔ)上，選擇水淹弱的單砂體、構(gòu)造幅度15 m、有效厚度5 m的部位部署水平井，水平井井網(wǎng)采用五點法井網(wǎng)，對比井距分別為150 m和180 m兩種不同方案的開發(fā)效果。

模型網(wǎng)格步長為30 m，模擬運算時間為20年，各個方案分別計算到含水為98%的時刻。通過模擬計算得到兩種不同方案開發(fā)20年的累產(chǎn)油和含水變化曲線(圖4)，可以看出：井距越大，含水率突破時間越晚，累產(chǎn)油越高。因此對弱水淹地方推薦180 m井距。

圖4 不同井距方案累產(chǎn)油、含水率對比

2.4 開采方式優(yōu)化研究

在原有模型的基礎(chǔ)上，利用虛擬井技術(shù)對比分注合采及分注分采的開發(fā)效果，優(yōu)化開采方式。模型采用5點法井網(wǎng)，模型單井初期配產(chǎn)：注水井單井日注水5 m3，生產(chǎn)井日產(chǎn)油15 m3，預(yù)測20年，對比20年的累產(chǎn)油、含水率開發(fā)指標。方案一為分注合采；方案二為分注分采。由圖5可以看出，分注分采開采方式的開發(fā)效果要優(yōu)于分注合采。

圖5 兩種不同方案累產(chǎn)油、含水率對比

3 結(jié)論

(1)分注分采的開發(fā)效果明顯好于分注合采。

(2)強水淹剩余油富集區(qū)的合理井距為240 m，弱水淹剩余油富集區(qū)的合理井距為180 m。

(3)儲層有效厚度越大，水平井避水厚度就越大，見水時間越晚，累產(chǎn)油越高。

(4)層系采收率隨滲透率級差增大而減小，當(dāng)滲透率級差大于4時，滲透率小的油層動用程度明顯變差，因此將H區(qū)塊層系滲透率級差界限定于4左右。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)03-0113-03

2015-01-20

薛江龍，工程師，碩士，1987年生，2013年畢業(yè)于東北石油大學(xué)，主要從事油氣田開發(fā)方面的科研工作。

國家自然科學(xué)基金(50634020，50874023)、國家重大專項(2011ZX05052-12，2011ZX05010-002-05)、黑龍江省自然科學(xué)基金(E201333)資助。

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