裂縫型潛山稀油油藏開發技術界限研究

2015-07-02 01:41:03李玉勇

石油地質與工程 2015年6期

李玉勇

(中國海洋石油國際有限公司開發生產部，北京 100010)

裂縫型潛山稀油油藏開發技術界限研究

李玉勇

(中國海洋石油國際有限公司開發生產部，北京 100010)

為研究油藏地質參數和注采參數對潛山稀油油藏采收率的影響，以渤海A油田為例，應用Eclipse數值模擬軟件，建立概念模型，進行了油藏地質參數對最終采收率的敏感性分析，包括裂縫滲透率、裂縫孔隙度、裂縫傾角、裂縫密度等；同時對注采參數進行了優選，包括井網、注水位置、采液強度。研究結果表明，裂縫越發育油藏采出程度越高，對于裂縫型油藏最優的井網形式為平行交錯井網，注水位置應該選在靠近油藏底部，最優水平井長度為800～1 000 m，最優采油速度3%左右。

渤海油田；潛山稀油油藏；技術界限；數值模擬；水平井

裂縫型油藏包括兩套儲、滲系統，其中，裂縫介質一般屬于低孔高滲系統，具有孔隙度低(一般低于2%)，儲量比例小(一般低于30%)，但滲透率和產油能力高、驅油效率高(可達到90%以上)及采收率高等特點；基質巖塊則屬于高孔低滲系統，具有孔隙度大(5%～20%)，儲量多，但滲透率和產油能力低，驅油效率(16%～26%)和采收率低等特點[1-3]。一般而言，裂縫系統中原油儲量少，但開采容易，而基質系統中的原油儲量多，但開采困難。如何經濟有效地將基質中的原油開采出來，是裂縫型油藏成功開發的關鍵。

針對裂縫型潛山油藏開發，鑒于采用常規直井井網注水開發方式具有單井產能低、含水上升快、采收率低等開發特點[4-5]，本文以渤海油田A油藏水平井開發為例，應用Eclipse數值模擬軟件，建立概念模型，研究了油藏地質參數和注采參數對潛山稀油油藏采收率的影響。

1 地質模型建立

應用Eclipse數值模擬軟件，以五點井網的四分之一為研究對象，即一注一采兩口模擬井，研究對象的尺度為160 m×1000 m×160 m。

1.1 模型選擇

潛山變質巖油藏顯著特點是裂縫非常發育(包括宏觀裂縫和微觀裂縫)，宏觀裂縫滲透率非常高，但儲集空間很小；基質和微觀裂縫是主要儲油空間，但滲透率非常低。在注水開發潛山變質巖油藏時，水和油只在宏觀裂縫中滲流，而基質和微觀裂縫只能依靠毛管壓力的滲吸作用將原油驅替到裂縫中，進而滲流到生產井筒中，故油水在潛山變質巖中的滲流為雙孔單滲，同時，潛山變質巖油藏中的原油為輕質黑油，綜合儲層和原油的性質，采用Eclipse中的雙孔單滲黑油模型對潛山變質巖油藏進行模擬。

1.2 網格系統

采用笛卡爾直角坐標塊中心網格系統，平面X方向16個網格，平面Y方向100個網格，縱向Z方向劃分16個層位，網格步長均為10 m，由于是雙重介質模型，所以模型的總節點數為16×100×32=51200個。

1.3 數據準備

(1)儲層及流體參數。基質孔隙度10%～25%；裂縫孔隙度0.5%～3%；基質滲透率(1～15)×10-3μm2；裂縫滲透率(1000～8000)×10-3μm2；地面水密度1000 kg/m3；地面油密度850 kg/m3；地面氣密度0.76 kg/m3；地層水黏度0.32 mPa·s；地層油黏度5.53 mPa·s；地層氣黏度0.0148 mPa·s；地層水壓縮系數4.46×10-4MPa-1；巖石的壓縮系數2.0×10-5MPa-1。

(2)相對滲透率數據。由于模型為雙重介質模型，所以基質與裂縫分別有一套油水和氣液相滲曲線，如圖1所示。

圖1 雙重介質油水相滲曲線及基質毛管壓力曲線

2 儲層參數敏感性研究

2.1 裂縫滲透率

為了研究不同的裂縫滲透率對裂縫型潛山油藏開發效果的影響，設計了四種裂縫滲透率。在概念模型中，油藏厚度為160 m，基質滲透率為1×10-3μm2，裂縫傾角為60°，裂縫線密度為1條/m，裂縫孔隙度為1%，基質孔隙度為15%，注水井和生產井均為水平井，其水平段長度為1 000 m。以3.0%采油速度生產，直到生產井含水率為98%為止。

模擬結果表明(圖2、圖3)：①隨裂縫滲透率的增加，潛山油藏最終采收率隨之減小，但當裂縫滲透率增加到3 000×10-3μm2以后時，采收率減小的幅度不明顯；②潛山變質巖油藏在注水開發時，隨裂縫滲透率的增加，無水采收率呈減小的趨勢。原因為：當裂縫滲透率較小時，基質系統和裂縫系統的非均質性級差較小，注入水穩定推進，有利于裂縫驅油和基質滲吸作用的發揮；但當裂縫滲透率很大時，基質系統和裂縫系統之間的非均質性增加，注入水沿裂縫竄進到生產井底，不利于基質滲吸作用的發揮，導致基質中剩余大量殘余油，從而最終采收率降低。

圖2 不同裂縫滲透率下采收率曲線對比

圖3 采收率與含水率關系

2.2 裂縫孔隙度

針對裂縫孔隙度對裂縫型潛山油藏開發效果的影響，設計了四種不同的對比方案。與前述裂縫滲透率模擬方案相比，除裂縫滲透率為3 000×10-3μm2外，其余參數設置均相同。模擬結果表明(圖4、圖5)：①隨裂縫孔隙度增加，潛山變質巖油藏的最終采收率會呈增加趨勢；②無水采收率隨孔隙度的增加而增加。在潛山油藏中，裂縫中的儲量易于采出，而基質中的原油很難驅替出來，當裂縫孔隙度增加時，相當于油藏中易于采出的原油儲量增加，所以在注水開發時，裂縫孔隙度越大，即裂縫中原油儲量越大，則潛山油藏的最終采收率也會越高。

圖4 不同裂縫孔隙度下采收率曲線對比

圖5 采收率與含水率關系

2.3 裂縫傾角

為了研究不同的裂縫傾角對潛山油藏開發效果的影響，設計了四種不同的裂縫傾角，與前述裂縫滲透率模擬方案相比，除要優選的裂縫傾角參數外，其余參數設置均相同。模擬結果表明(圖6、圖7)：①當裂縫傾角增加時，潛山油藏最終采收率逐漸降低，但幅度較小；②隨著裂縫傾角的增加，潛山油藏無水采收率逐漸減小，且傾角越大，含水上升速率越快。因此在潛山變質巖開發時，裂縫傾角越小，水平井脊進現象越不明顯，油水界面推進越整齊、均勻，從而水驅波及系數隨之增加，最終采收率變高。

圖6 不同裂縫傾角下采收率曲線對比

圖7 采收率與含水率關系圖

2.4 裂縫密度

為了研究不同的裂縫密度對潛山油藏開發效果的影響，設計了四種不同的裂縫密度，除要優選的裂縫密度參數外，其余參數設置均相同。模擬結果表明(圖8、圖9)：①隨裂縫密度的增加，潛山油藏的最終采收率也增加，但當裂縫密度增加到一定程度以后，油藏的最終采收率增加幅度不明顯；②在采收率增加的同時，油藏無水采收率也隨裂縫密度的增加而增加。在潛山油藏中，裂縫密度越大，說明油藏中裂縫越發育，從而使基質的滲吸作用更易于發揮，但是當裂縫密度大到一定程度足夠使基質充分發揮滲吸作用時，再增加裂縫密度，則不會使最終采收率有顯著的提高。

圖8 不同裂縫密度下采收率曲線對比

圖9 采收率與含水率關系

3 開發技術界限研究

油藏開發的目標是以最小的經濟投入獲得最大的經濟回報和較高的采收率，因此有必要對油藏生產參數進行優化，包括井網、注水位置、水平井長度、采油速度等[6-8]。

3.1 水平段長度優化

隨著水平段長度的逐漸增加，井筒與油藏的接觸面積相應增加。但與此同時，井筒內流體流動的摩擦阻力也將相應增加，前者有利于增加油井產量，后者卻相反。所以在油田實際開發中，水平井段的長度并不是越長越好。一般水平段長度優化原則為：水平井段合理長度等于井筒內摩擦損失使油井產能減少20%時，這個點通常被定義為顯著摩擦損失點。

模擬結果顯示(圖10)：隨著水平段長度的增加，水平井初期產能相應增加，但當水平段長度進一步增加以后，對應油井產能增加幅度急劇減小。結合經濟因素，綜合考慮鉆完井費用，建議采用水平段長度為800～1000 m。

3.2 井網形式優化

不同的井網形式對裂縫型油藏的開采動態影響很大，設計了3種井網形式：平行疊置井網模型、平行交錯井網模型、垂直井網模型。從模擬結果可以看出(圖11)，平行交錯井網的無水采油期及最終采收率值均最高，開發效果優于其他兩種井網。原因為：平行疊置井網模式利用重力分異作用自下而上驅油，但中高角度裂縫易造成注入水沿裂縫快速上竄；垂直井網模式，注入水易向油層下部竄流，產生多相滲流造成剩余油分散；平行交錯井網，通過形成人造底水，均勻向上托進，從而提高油藏開發效果。

圖10 水平井水平段長度優化

圖11 不同井網模式下采收率對比

3.3 避水高度優化

為優選采油井的避水高度，設計了三種注水位置：分別為油藏底部下1/3注水、油藏中部1/2注水和油藏頂部上1/3注水。從模擬結果可以看出(圖12)，油藏底部下1/3注水采收率最高，油藏底部下1/3注水時，注水井和生產井井距最大，注入水突進到生產井所需的時間最長，而且注入水的波及體積最大，注入水利用率最高，從而油藏最終采收率最高。

圖12 不同注水位置下采收率曲線對比

3.4 采油速度優化研究

為了對采油速度進行優化，設計了四種采油速度：分別為1%、2%、3%、4%。模擬結果如圖13所示，隨著采油速度的增加，采收率出現先增后降的趨勢。對于裂縫型潛山稀油油藏而言，在采油速度較低時，主要發揮毛管力滲吸采油的作用，驅替基質中的原油；在采油速度較高時，主要發揮水力壓差的作用，驅替裂縫中的原油。所以存在一個最佳采油速度，能夠使毛管壓力的滲吸作用和水力壓差的驅替作用都可以充分發揮，從數值模擬的結果可以看出，合理采油速度為3%左右。