薄油層水平井注采井網(wǎng)優(yōu)化研究

豐元洲，趙德喜，楊志成

[中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300452]

薄油層水平井注采井網(wǎng)優(yōu)化研究

豐元洲，趙德喜，楊志成

[中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300452]

特低豐度薄油層具有儲量豐度低、儲層薄、滲透性差的特點(diǎn)，而水平井開發(fā)技術(shù)可以有效地解決薄油層開發(fā)中存在的問題。利用水平井注采井網(wǎng)開發(fā)低滲、薄層油藏，可增大注入量、降低注入壓力、有效保持油藏地層壓力，提高油藏采出程度，從而改善油藏開發(fā)效果。針對特低豐度薄油層的特點(diǎn)，建立地質(zhì)模型，設(shè)計(jì)水平井注采基礎(chǔ)井網(wǎng)，對基礎(chǔ)井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)效果預(yù)測，篩選出典型井網(wǎng)，對典型井網(wǎng)進(jìn)行參數(shù)組合及經(jīng)濟(jì)評價(jià)，最后得出水平井開發(fā)薄油層的優(yōu)勢井網(wǎng)，為提高特低豐度薄油層水平井注采井網(wǎng)的開發(fā)水平提供依據(jù)。

水平井；特低豐度；薄油層；水平井注采井網(wǎng)；井網(wǎng)優(yōu)化

0 引 言

D油田葡萄花油層目前已探明地質(zhì)儲量2.1億噸，未動用儲量近1億噸，其中絕大部分未動用儲量豐度在15×104～22×104t/km2。該油層主要發(fā)育三個(gè)小層，特點(diǎn)是砂體分布較穩(wěn)定，但單井、單層厚度薄：單井有效厚度為2 m左右；單層有效厚度0.5～1.0 m。由于豐度低，采用直井開發(fā)產(chǎn)能低、效益差或無效益[1-2]。如何動用這部分儲量，是D油田葡萄花油層開發(fā)中亟待解決的問題。

水平井注水井開發(fā)研究始于20世紀(jì)90年代初[3-5]，并相繼在國外一些油田成功應(yīng)用[6-8]。相關(guān)研究成果和油田現(xiàn)場實(shí)踐表明，利用水平井注采井網(wǎng)開發(fā)低滲、薄層油藏可增大注入量、降低注入壓力、有效保持油藏地層壓力，提高油藏采出程度[9-11]，從而改善油藏的開發(fā)效果。

水平井注采井網(wǎng)設(shè)計(jì)部署直接影響注入水波及效率，但關(guān)于這方面的研究及現(xiàn)場設(shè)計(jì)很少。本文以D油田葡萄花油層為例，利用數(shù)值模擬方法建立地質(zhì)模型，模型考慮水平井井筒內(nèi)摩擦損失，通過研究水平井注采井網(wǎng)部署方案，篩選出優(yōu)勢井網(wǎng)，并給出了最佳參數(shù)組合。

1 地質(zhì)模型建立

根據(jù)D油田葡萄花油層的地質(zhì)情況，選取表1～2和圖1～2所示的油藏地質(zhì)與流體高壓物性數(shù)據(jù)，建立地質(zhì)模型用于井網(wǎng)設(shè)計(jì)優(yōu)化數(shù)值模擬研究。

表1 油藏基礎(chǔ)參數(shù)

圖1 油水相滲曲線Fig.1 Oil-water relative permeability curve

圖2 油氣相滲曲線Fig.2 Oil-gas relative permeability curve

壓力/MPa溶解油氣比/(m3·m-3)原油體積系數(shù)氣體壓縮系數(shù)油黏度/(mPa·s)氣黏度/(mPa·s)0.1001.00001.000040.40.01003.009.741.05500.039414.700.01164.5013.91.06700.023012.500.01605.6019.361.07390.02008.750.01666.5019.361.07370.01488.800.01988.0019.361.07350.01178.850.02189.5019.361.07330.00968.900.023011.0019.361.07310.00829.950.024013.3819.361.07300.00699.000.025515.0019.361.07280.00639.020.027030.0019.361.07260.00609.040.0280

數(shù)值模型網(wǎng)格大小取為20 m×20 m×1.7 m，有效厚度取0.8 m。油層中部深度取1 395 m。根據(jù)已生產(chǎn)井的生產(chǎn)資料，將采油井井底流壓取3.5 MPa，注水井井底流壓取28.5 MPa，并考慮水平井井筒內(nèi)摩擦損失。將地質(zhì)模型模擬預(yù)測時(shí)間為10年。

2 基礎(chǔ)井網(wǎng)設(shè)計(jì)

根據(jù)D油田薄油層的地質(zhì)特點(diǎn)和相關(guān)物性資料，如圖3所示，設(shè)計(jì)6種基礎(chǔ)井網(wǎng)，井距300 m，水平段長度為300 m。

圖3 設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)井網(wǎng)Fig.3 Designed basic well patterns

根據(jù)室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)及油田現(xiàn)場調(diào)研結(jié)果，將井網(wǎng)篩選原則確定為：(1)井網(wǎng)采收率高；(2)初期產(chǎn)能高；(3)注采基本平衡，油井含水率較低；(4)鉆井工程容易實(shí)現(xiàn)。

3 篩選典型井網(wǎng)

在相同的地質(zhì)條件和注采技術(shù)界限之下，對6種基礎(chǔ)井網(wǎng)的油藏開發(fā)效果進(jìn)行模擬預(yù)測，所得結(jié)果如表3所示。對表3中生產(chǎn)指標(biāo)結(jié)果分析如下：

(1) 累積產(chǎn)油量是衡量井網(wǎng)優(yōu)劣的最重要的指標(biāo)。由6種基礎(chǔ)井網(wǎng)每平方公里生產(chǎn)10年累積產(chǎn)油量對比看，將累積產(chǎn)油量排位靠后的HWP3井網(wǎng)淘汰。

(2) 由于井網(wǎng)缺陷，有些井網(wǎng)注水能力過剩、采液能力不足，有些井網(wǎng)注水能力不足、采液能力過剩，導(dǎo)致地層壓力過高或過低，井網(wǎng)注采能力不能充分發(fā)揮。考慮到地層初始壓力約為13.57 MPa，將10年末平均地層壓力小于14 MPa的井網(wǎng)予以淘汰，即淘汰HWP1、HWP6。

(3) 無水采油期是指油井從投產(chǎn)到見水時(shí)延續(xù)的時(shí)間，無水采油期越長說明井網(wǎng)越優(yōu)。淘汰無水采油期短于12個(gè)月的井網(wǎng)HWP1、HWP4和HWP6。

(4) 見水時(shí)地層原油采出程度較高的井網(wǎng)有HWP5、HWP2和HWP4，較低井網(wǎng)為HWP6。

(5) 進(jìn)一步具體分析水平井見水時(shí)各井網(wǎng)的地層含油飽和度分布。

表3 六種基礎(chǔ)水平井井網(wǎng)生產(chǎn)指標(biāo)對比

圖4給出了6種基礎(chǔ)井網(wǎng)在水平井見水時(shí)刻的地層含油飽和度分布。這些分布圖直觀地反映出井網(wǎng)內(nèi)油水流動特征和各井間注采關(guān)系，由此可以判斷井網(wǎng)設(shè)計(jì)的合理性。從圖中可以看出，井網(wǎng)HWP5在水平井見水時(shí)，注入水波及面積相對較大，水驅(qū)油效果較好；而井網(wǎng)HWP1、HWP3、HWP4和HWP6中的注入水向水平井突進(jìn)比較快，不同油井之間或同一口水平井的不同泄油段之間見水不均衡，注入水波及面積系數(shù)較小，導(dǎo)致開發(fā)效果較差。

根據(jù)對比篩選結(jié)果分析及見水時(shí)各井網(wǎng)地層含油飽和度分布，選定水平五點(diǎn)法注采井網(wǎng)HWP5作為典型井網(wǎng)形式。

4 優(yōu)勢井網(wǎng)篩選

對篩選出的典型井網(wǎng)HWP5進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評價(jià)與參數(shù)優(yōu)化，選取優(yōu)勢井網(wǎng)。考慮的參數(shù)組合包括：水平段長度取值300 m、400 m、500 m、550 m、600 m、650 m和700 m；井排距取值250 m、300 m、350 m、400 m和450 m。共有24種井網(wǎng)參數(shù)組合，具體如表4所示。

表4 HWP5典型井網(wǎng)參數(shù)組合

表5HWP5井網(wǎng)經(jīng)濟(jì)評價(jià)凈現(xiàn)值結(jié)果

Table5TheNPVresultofEconomicevaluationinWellpatternHWP5

4.1 評價(jià)指標(biāo)及參數(shù)

采用的經(jīng)濟(jì)評價(jià)指標(biāo)主要是凈現(xiàn)值(NPV)。凈現(xiàn)值即在一定貼現(xiàn)率下，將各年凈現(xiàn)金流量都折算為基準(zhǔn)年的現(xiàn)金值并求和。它可以清楚地表明方案在整個(gè)壽命期內(nèi)的經(jīng)濟(jì)效果。其計(jì)算公式為

式中：Ci為現(xiàn)金流入量；Co為現(xiàn)金支出量；i為財(cái)務(wù)貼現(xiàn)率；t為生產(chǎn)年度；n為評價(jià)年限。

水平井經(jīng)濟(jì)參數(shù)參考D油田已完鉆的水平井設(shè)計(jì)方案的經(jīng)濟(jì)參考價(jià)格來計(jì)算，具體如下。(1)純鉆水平井費(fèi)用：400萬元/口[本評價(jià)取水平段長度為600 m的水平井為基準(zhǔn)，若段長L不為600 m，則鉆井費(fèi)用為(400+(L-600)×0.14)萬元]；水平井基建費(fèi)用150萬元/口；水平井射孔費(fèi)用150萬元/口；水平井噸油操作成本：300元/噸；油價(jià)按25、30、40、60美元/桶計(jì)算；經(jīng)濟(jì)評價(jià)期限為10年。

水平井五點(diǎn)注采井網(wǎng)經(jīng)濟(jì)評價(jià)結(jié)果如表5所示。

4.2 井網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化-優(yōu)勢井網(wǎng)的篩選

根據(jù)表5中水平井五點(diǎn)注采井網(wǎng)經(jīng)濟(jì)評價(jià)結(jié)果，對井網(wǎng)參數(shù)的優(yōu)勢組合進(jìn)行篩選，得出以下結(jié)論。

(1) 在60美元/桶油價(jià)條件下，凈現(xiàn)值隨井排距的增大(即井網(wǎng)密度的減小)而增加，在井排距為350 m時(shí)凈現(xiàn)值達(dá)到最大值；同時(shí)，凈現(xiàn)值隨水平井段長度的增加而增加，水平井段長度越長越好。

(2) 在25美元/桶油價(jià)條件下，井網(wǎng)的凈現(xiàn)值均隨井排距的增加(即井網(wǎng)密度的減小)而增加，在井排距為450 m時(shí)達(dá)到最大值；凈現(xiàn)值隨水平井段長度增加而增加。

由此可知，在低油價(jià)(25美元/桶)條件下，水平井五點(diǎn)井網(wǎng)HWP5應(yīng)盡量減小井網(wǎng)密度(增加井排距)、減少鉆井?dāng)?shù)，以節(jié)省投資；同時(shí)，應(yīng)盡量增加水平井段長度，以便增加單井產(chǎn)量，提高經(jīng)濟(jì)效益。在高油價(jià)(60美元/桶)條件下，水平井五點(diǎn)井網(wǎng)應(yīng)盡量增加井網(wǎng)密度，在井網(wǎng)面積許可的范圍內(nèi)盡量增加水平井段長度，以增加原油產(chǎn)量、提高經(jīng)濟(jì)效益，同時(shí)降低地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)。

5 結(jié) 語

對于低豐度薄油藏，純水平井注采井網(wǎng)最大特點(diǎn)在于應(yīng)用水平井注水，可以利用水平段與油藏接觸面積大的特點(diǎn)，溫和注水，驅(qū)替水線均勻推進(jìn)，保持較好的注水效果，減緩含水上升速度，延長無水、低含水采油期，從而提高油田開發(fā)效果。對于水平井五點(diǎn)注采井網(wǎng)而言,周圍四口注水井呈對稱分布,注水量大，能夠及時(shí)補(bǔ)充油藏在開發(fā)過程中地層能量的衰減，并且此水平井井網(wǎng)的水平采油井均衡受效,使得水驅(qū)油的面積大、波及系數(shù)高、油藏的可動用儲量大，從而獲取較好的開發(fā)效果。對于開發(fā)到中后期的情形，使用水平井五點(diǎn)井網(wǎng)開發(fā)油藏，可以通過調(diào)整注水井注水量、注采井?dāng)?shù)和對應(yīng)關(guān)系，實(shí)現(xiàn)開發(fā)后期井網(wǎng)合理調(diào)整，以便繼續(xù)保持整個(gè)油藏的高效開發(fā)。經(jīng)過經(jīng)濟(jì)評價(jià)和參數(shù)優(yōu)選，對純水平井五點(diǎn)井網(wǎng)來說，在低油價(jià)條件下，水平井井網(wǎng)應(yīng)盡量減小井網(wǎng)密度(增加井排距)、減少鉆井?dāng)?shù)，以節(jié)省投資；在高油價(jià)條件下，應(yīng)盡量增加井網(wǎng)密度、增加水平井段長度，以增加原油產(chǎn)量和經(jīng)濟(jì)效益，同時(shí)降低地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)。

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OptimizationofHorizontalInjectionandProductionWellPatterninThinOilLayer

FENG Yuan-zhou, ZHAO De-xi, YANG Zhi-cheng

(CNOOC Tianjin Company, Tianjin 300452， China)

Ultra-low abundance and thin oil layers have the characteristics of low reserves abundance, thin reserves and poor permeability. Horizontal well technology can effectively solve the problem in ultra-low abundance and thin layers. Horizontal injection pattern can increase the injection rate, reduce the injection pressure, maintain the reservoir pressure and improve the production efficiency. In view of these characteristics, we establish the geological model, design the basic horizontal injection-production well pattern, and select the typical pattern to perform analysis and evaluation. The dominant pattern is obtained, which can provide the basis for enhancing reservoir production levels using horizontal well pattern in ultra-low abundance and thin layers.

horizontal well; special low abundance；thin oil layer；horizontal injection-production pattern； pattern optimization

2016-03-14

豐元洲(1976—)，男，工程師，主要從事海上油氣田開采管理工作。

TE54

A

2095-7297(2016)02-0079-06