渤海灣裂縫性稠油油藏布井方式研究

李 南，丁祖鵬，焦松杰，劉新光

(中海石油(中國)有限公司北京研究中心，北京 100027)

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渤海灣裂縫性稠油油藏布井方式研究

李 南，丁祖鵬，焦松杰，劉新光

(中海石油(中國)有限公司北京研究中心，北京 100027)

渤海灣裂縫性稠油油藏擁有儲層裂縫發育、流體黏度大、弱底水等油藏特征，世界范圍內尚無此類油藏的開發經驗。基于油藏地質特征，建立了大尺度仿真物理模擬模型，真實模擬地下流體在裂縫性雙重介質中的流動。采用物理模擬和數值模擬相結合的手段，分別對比了水平井立體注采井網和水平井定向井混合立體注采井網的開發效果。研究表明：水平井側底注水開發效果最好，采出程度比其他注水方式高1.2個百分點，累計產油量最高，綜合含水最低，波及效率最高。該研究對此類油藏合理開發具有一定的借鑒意義。

裂縫；稠油；注采方式；物理模擬；數值模擬；渤海油田

1 地質概況

目標油田位于渤海東部海域，平均水深為29.9 m。研究區為中生界花崗巖侵入體，油藏為塊狀油藏，儲量超過1×108m3。原油地下黏度為104～205 mPa·s，基質滲透率極低，平均為1.26×10-3μm2；裂縫滲透率試井解釋為69.00×10-3～298.00×10-3μm2，裂縫儲量與總儲量之比平均為17.5%。由于目標油田存在稠油、裂縫、花崗巖基質及位于海上等特點，使其開發面臨極大挑戰[1-3]。

2 大尺度物理模型建立

2.1 模型制作所需材料

選取的滲流介質物性與實際油藏相似，巖塊粘連及模型密封采用環氧樹脂材料，采用外徑為6 mm、內徑為4 mm的聚氯乙烯透明管材模擬裸眼井筒，挑選的天然巖石露頭經過去粗取精處理后，加工成為7 000塊5 cm×5 cm×5 cm的正方體巖塊。

2.2 模型建立過程

①對加工好的正方體巖塊進行排列和粘連。如圖1所示，按照儲層實際裂縫密度與裂縫方向對正方體的6個面進行粘連處理，如果2塊巖塊間沒有裂縫則用環氧樹脂粘連，如果存在裂縫則采用一定粒徑的玻璃珠填充而不粘連；②預先設計好井位，對需要打井的巖塊先鉆孔，再粘連；③粘連完畢后，用環氧樹脂膠對模型外表面進行密封，等膠徹底凝固后，再密封一層，如此反復共密封3層，目的是保證模型外表耐壓性，以免在實驗過程中損壞；④密封完成后，在指定位置打飽和孔，并連接飽和管線；⑤確定管線與模型密封性能良好，無漏氣、漏液現象，模型制作完畢。該模型尺寸為1.0 m×1.0 m×0.5 m，井筒半徑為0.3 cm，最終粘連了4 851個巖塊。

圖1 大尺度物理模型

3 合理布井方式物理模擬研究

3.1 水平井立體注采井網

模型的井網單元中有1口水平注水井、2口水平采油井，采油井位置不變，注水井位置不斷發生變化，分別為中部注水、中底注水、側中注水、側底注水。如圖2所示，紅色O1、O2井為生產井，藍色W1、W2、W3、W4井為注水井。

圖2 水平井立體注采井網示意圖

實驗前應用相似準則將實際油藏參數及開發制度轉化為模型參數，其中模型注采壓差為0.3 MPa，注水井最大注入速度為50 mL/min，對應實際油藏中的最大產液量為500 m3/d；生產井最大采液速度為25 mL/min，對應實際油藏中最大注入上限為1 000 m3/d，經過30 h(對應實際開采時間為30 a)，不同布井方式下開發效果如表1所示。對比4種不同布井方式下的開發效果，目標油田油水黏度比高達270，較大的油水黏度比導致油水滲流阻力差較大，水極易通過主流線裂縫竄進，致使無水采油期較短，無水采油量較低，大部分原油均在高含水期采出。4種井網的無水期采油量由小到大依次為：側中注水、中部注水、側底注水、中底注水。側中注水與側底注水布井方式下，由于O1井距離注水井過近，見水較早。

表1 不同注水井位開發效果對比

隨著開發的進行，油藏整體滲流阻力明顯下降[4-6]，各井很快轉為定液量生產，在相同的注采液量條件下，井距越大，水上升速度越低，產油速度相對較大。開發后期，中底注水的O1、O2井以及側底注水的O2井均保持了較高的產油速度。投產30 h后累計產油量由小到大依次為：側中注水、中部注水、中底注水、側底注水。由物理模擬可知，水平井側底注水開發效果最佳，開采30 a時采出程度約為11.3%。

3.2 水平井定向井混合立體注采井網

模型的井網單元中有1口定向注水井、2口水平采油井，采油井位置不變，注水井位置及注水層位不斷發生變化，分別為定向井正對全井段注水、定向井交錯全井段注水、定向井交錯底部注水。如圖3所示，其中紅色O1、O2井為生產井，藍色W1、W2、W3井為注水井。

圖3 水平井定向井立體注采井網示意圖

通過改變注水井位置及注水層位，進行了3組驅替實驗。生產制度均為定壓生產，注采壓差為0.3 MPa，設置注水井最大注入速度為50 mL/min，設置生產井最大采液速度為25 mL/min。

通過模擬發現，由于油水井間距較小，定向井正對注水開發效果明顯低于定向井交錯注水，因此，最終對比定向井交錯底部注水、定向井交錯全井段注水與水平井側底注水3個方案的開發效果，發現底部注水可有效利用重力分異作用，延緩含水上升速度。

如表2所示，模擬實驗時間為20 h，水平井側底注水采出程度比定向井交錯注水高1.2個百分點，表明底部注水可以有效延緩水淹速度，提高波及體積，從而有效提高采收率。由于定向井方案開發效果均遠不如水平井側底注水，海上油田開發還受到平臺規模的影響，為達到少井高產的目的，故采用水平井側底注水井網作為最佳布井方式。

表2 不同注采井網方式開發效果對比

4 合理布井方式數值模擬研究

以目標油田實際地質模型為基礎，設計了中底注頂采、側底注頂采、頂注頂采和中注中采等4種注采布井方式。由于物理模擬結果中水平井注水開發效果明顯優于定向井注水開發效果，因此， 4種布井方式均采用水平井，其中注水井為5口，采油井為15口。各井最大產液量設定為500 m3/d，最大注入上限為1 000 m3/d，通過注采平衡控制各井產量，模擬開發20 a，模擬結果如表3所示。

表3 不同布井方式數值模擬結果

由表3可知，側底注頂采方案的累計產油量為370×104m3，綜合含水為94.1%，波及效率最高，開發效果最優，與物理模擬實驗結果吻合，最終推薦目標油田采用側底部注水頂部采油的開發方式。頂注頂采及中注中采開發效果較差主要原因在于油藏中下部儲量較難波及，動用程度較低，中底注頂采油布井方式開發效果較差的主要原因為其注采井數比為1∶1，相同注入量下，中底注頂采布井方式下的采油井含水上升相對更快。通過數值模擬與物理模擬方法共同印證了水平井側底注頂采的布井方式為目標油田合理的布井方式，為該油田合理經濟開發奠定了基礎。

5 結 論

(1) 由于目標油田為世界罕有的裂縫性稠油油藏，開發難度大，可借鑒的成功開發經驗少，為合理開發該油田，制訂了物理模擬篩選、數值模擬印證的布井方式確定方法。

(2) 通過物理模擬發現，大部分原油均在高含水期采出，當采用水平井注水時，開發效果由小到大依次為側中注水、中部注水、中底注水、側底注水。

(3) 采用定向井注水開發效果明顯不如水平井注水，在不同布井方式中以側底注頂采布井方式開發效果最優。

(4) 數值模擬結果發現，側底注頂采布井方式波及效率最高，油井平均含水上升速度較低，開發效果最優，同時印證了物理模擬的結果。

[1] 趙向宏. 水驅小油藏合理采液速度、合理井網密度及布井方式研究[J]. 石油勘探與開發，1994，21(1)：75-79.

[2] 袁士義，冉啟全，胡永樂，等. 火成巖裂縫性稠油油藏有效開發方式[J]. 石油學報，2005，26(4)：63-68.

[3] 李競好. 塔河油田奧陶系潛山油藏油水關系分析[J]. 天然氣地球科學，2009，29(1)：425-428.

[4] SAMIR M. Role of steam injection pressure to achieve successful cyclic steam[C]. SPE127848，2010：1-14.

[5] 鄭浩，蘇彥春，張迎春，等.裂縫性油藏滲流特征及驅替機理數值模擬研究[J].油氣地質與采收率，2014，21(4)：79-83.

[6] 方思冬，程林松，李彩云，等. 應力敏感油藏多角度裂縫壓裂水平井產量模型[J].東北石油大學學報，2015，39(1)：87-94.

編輯 劉 巍

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.024

20160229；改回日期：20160720

中海石油(中國)有限公司重大專項課題“海上稠油熱采開發方案設計方法及關鍵技術研究”(2013-YXZHKY-013)

李南(1986-)，男，工程師，2008年畢業于中國石油大學(華東)數學專業，2013年畢業于中國石油大學(北京)油氣田開發專業，獲博士學位，現從事油氣田開發方面的科研工作。

TE324

A

1006-6535(2016)05-0100-03