特低豐度油藏水平井開發(fā)布井物性界限研究

(中國海洋石油國際有限公司,北京 100028)

梁斌 (中海油研究總院有限責任公司,北京 100028)

劉新光,楊依依 (中國海洋石油國際有限公司,北京 100028)

目標油田A位于非洲北部，埋深大于3500m，地層壓力高達56MPa，儲層滲透率1～136mD，孔隙度9.3%。A油田地質儲量巨大，但油層薄、儲量豐度低(小于50×104m3/km2)，為典型的低孔滲、特低豐度異常高壓油藏，儲層為辮狀河沉積，連續(xù)性差。由于非洲國家本地化及財稅政策的要求，單井鉆完井費用高，油田開發(fā)面臨著井網部署難、經濟性差等諸多難題，因此急需開展布井界限研究，以實現(xiàn)最優(yōu)化布井。

低孔滲、低豐度油藏水平井開發(fā)在海外油田中鮮有報道，低孔滲油藏啟動壓力梯度和應力敏感對油田開發(fā)的影響也更多側重在室內試驗研究、影響機理等方面，對于數(shù)值模擬中的實現(xiàn)及以此預測布井物性界限研究較少。筆者結合室內物理模擬試驗結果，將應力敏感和啟動壓力梯度對開發(fā)效果的影響結合鉆完井技術可行性，并將經濟評價結果應用到布井下限中，以單井經濟累計產量為基礎，明確A油田經濟開發(fā)的物性界限，旨在為地質儲層甜點預測明確方向，為開發(fā)方案制定提供依據(jù)。

1 國內外低孔滲薄層油藏開發(fā)現(xiàn)狀

辮狀河沉積儲層預測技術在國內外油田開發(fā)中都是個難題，但目前國內外在薄油層中實施水平井技術較為成熟[1～8]。國外已開發(fā)油田中，挪威水利公司特羅爾油田利用水平井開發(fā)厚度為十幾米甚至幾米的油層；墨西哥灣利用水平井開發(fā)厚度不到3m的氣層，在油層厚度不足1m的情況下鉆穿150m；美國Alpine油田油層有效厚度14m，儲層滲透率15mD，部署超過1500m的長水平井開發(fā)，取得了較好的開發(fā)效果[9]。

在國內，薄層油藏開發(fā)較多[10]，尤其在低豐度、低滲透油藏中大多應用水平井開發(fā)，也都取得了不錯的開發(fā)效果[11，12]。遼河于樓油田駕26斷塊[13]為沼澤環(huán)境的網狀河道沉積，單砂體厚度平均4.5m，儲層分布不穩(wěn)定，連通性差，且儲層滲透率較低，該油田先打導眼井，相互配合在2.2m油層段實施水平井，試采時6mm油嘴自噴日產超百噸。遼河興隆臺也有薄層水平井開發(fā)的先例[14]，該油田在歡2-11-13塊平均有效厚度僅3.9m的油層中實施水平井開發(fā)，與初始直井開發(fā)相比具有單井產能高，產量遞減緩慢和無水采油期延長等優(yōu)點。克拉瑪依陸梁油田[15]在油層平均厚度3.5m的區(qū)域部署水平井試驗區(qū)開發(fā)，實鉆水平段長度320m左右，比直井產能高2.5倍，明顯提高了油藏采收率。大慶油田葡萄花油組為儲量豐度小于20×104m3/km2的特低豐度薄互層油藏，單井厚度2～6m，單層厚度小于1m；該油田基于已投產水平井百米含油砂巖長度產量貢獻值指導超薄層水平井開發(fā)，現(xiàn)階段機采井厚度下限為2.2～2.6m，如采用水平井與直井聯(lián)合布井開發(fā)可使儲層厚度下限降低至1m以下[16，17]。

2 考慮應力敏感和啟動壓力梯度的數(shù)值模擬

利用地震和測井資料，結合地質認識建立地質模型，模型網格共256萬個，總有效網格24.9萬個，網格尺寸平面上為100m×100m，縱向上0.3～1m。應用ECLIPISE軟件進行初始化和模型構建、儲量擬合及DST擬合工作。模型中流體參數(shù)、相滲曲線等基礎參數(shù)基于A油田試驗結果。考慮A油田地質模型網格數(shù)較多，選取以探井A-1井為中心的典型區(qū)塊(網格數(shù)41×41×36，有效網格1.2萬個)部署2注6采的反九點注采井網開展優(yōu)化研究工作，方案優(yōu)化結果見表1。

表1 A油田基礎方案優(yōu)化研究

由表1可知，A油田水平井注水開發(fā)效果最好。

不同開發(fā)井距對比結果(見圖1)表明，隨著開發(fā)井距的增大，井數(shù)減少，平均單井累計產油量增大，但井距超過700m后單井累計產油量增加不明顯；結合對該油田河道寬度認識，考慮儲層連通性的風險，綜合推薦700m井距開發(fā)。

不同水平段長度開發(fā)模擬結果對比(見圖2)表明，隨著水平段長度的增加，井數(shù)減少且平均單井累計產量增加，水平段長度超過800m后平均單井累計產量增加幅度較小，因此水平段長度以800～900m為宜。

圖1 不同開發(fā)井距平均單井累計產油量 圖2 不同水平段長度平均單井累計產油量

2.1 辮狀河儲層水平井布井方向優(yōu)化

圖3 A油田開發(fā)水平井布井方向優(yōu)選

對辮狀河儲層，考慮儲層連續(xù)性的方向，需對水平井布井方向開展優(yōu)化研究。在相同的地質儲量、井數(shù)、井距及水平段長度的前提下，對比研究垂直物源方向和平行物源方向部署水平井對開發(fā)效果的影響，結果見圖3。模擬結果表明，垂直物源方向部署水平井比平行物源方向部署累計產油量增加24.9×104m3，增加累計產量達50.1%。結合油藏沉積展布，證實在辮狀河儲層中垂直物源方向布井可以增大水平井鉆遇有利砂體的幾率。因此，在該類油藏中推薦垂直物源方向部署水平井開發(fā)。

2.2 考慮應力敏感及啟動壓力梯度的方案優(yōu)化

A油田儲層滲透率為1～136mD，國內外學者研究表明，低滲儲層滲透率隨著有效覆壓的變化而表現(xiàn)出較強的應力敏感[18，19]。而針對低滲儲層數(shù)值模擬中是否應當考慮啟動壓力梯度一直是國內外眾多學者爭論的熱點[20～25]，王曉東等[20]認為在低滲儲層開發(fā)中存在低速非達西滲流現(xiàn)象，在低滲油田開發(fā)中也正是啟動壓力梯度的存在加劇了壓力降落程度，使得“壓降漏斗”變小、變尖，其研究證實在啟動壓力梯度存在的情況下，壓力分布曲線與原始地層壓力水平線相交，且交角隨著啟動壓力梯度的增大而增加，存在壓力擾動外緣，這一現(xiàn)象與低滲油田開發(fā)中的規(guī)律符合。因此，在A油田的方案優(yōu)化中，需考慮應力敏感及啟動壓力在數(shù)值模型中的體現(xiàn)，并以此開展方案模擬研究。

2.2.1 應力敏感

對于低滲儲層，經公式推導及室內巖心試驗回歸得到任意初始滲透率與有效覆壓之間的關系式[18]為：

(1)

式中：K、K*分別為對應于σ和σ*下的滲透率，mD；σ、σ*分別為有效覆壓和初始有效覆壓，MPa；pc為儲層條件下的上覆壓力，MPa；p為孔隙流體壓力，MPa；Sp為應力敏感系數(shù)，Sp=c(K*)-n(系數(shù)c、n與油氣藏儲層有關，可通過試驗測定)。

基于A油田相關參數(shù)，開展了室內巖心試驗，確定了Sp的數(shù)學回歸式為：

Sp=0.2415(K*)-0.3109

(2)

由式(1)和式(2)聯(lián)合可得：

(3)

圖4 A油田儲層啟動壓力梯度與滲透率的關系曲線

式(3)為A油田任意初始滲透率與有效覆壓的關系式，據(jù)該關系式即可方便計算出任意點的滲透率在油氣藏開發(fā)過程中的變化動態(tài)，亦即可求得不同地層壓力下的滲透率變化曲線，從而應用在數(shù)值模擬當中。

2.2.2 啟動壓力梯度

基于前人經驗，考慮將啟動壓力梯度應用于A油田的數(shù)值模擬研究中。基于A油田實驗室?guī)r心測定，得到了低滲儲層滲透率與啟動壓力梯度的關系曲線(見圖4)。回歸得到啟動壓力梯度與儲層滲透率的關系式為：

y=0.078x-1.567

(4)

在模型中通過對任意相鄰網格設置不同的分區(qū)，基于試驗得到啟動壓力梯度與滲透率的關系，即可實現(xiàn)數(shù)值模擬中體現(xiàn)啟動壓力梯度對開發(fā)效果的影響。

2.2.3 數(shù)值模擬結果對比

針對A油田，分別模擬了是否考慮應力敏感和啟動壓力梯度的油田開發(fā)方案，模擬結果見圖5。在控制條件相同的前提下，若考慮啟動壓力梯度和應力敏感，油田開發(fā)遞減更快，最終累計產油量降低，采收率降低4.1%。這也與前人研究的在低滲油田開發(fā)中啟動壓力梯度的存在將加劇壓力降落程度，使得“壓降漏斗”變小、變尖結論一致[20～25]。對比模擬結果和相似油田開發(fā)實例，基于A油田低孔滲的油藏特征，在油藏方案數(shù)值模擬中應當考慮應力敏感和啟動壓力梯度，這樣得到的結果更為合理可信。

圖5 啟動壓力梯度對A油田開發(fā)效果影響

3 水平井布井物性下限及開發(fā)效果

對水平井布井下限的研究，結合鉆完井分別研究了方案優(yōu)化中的800m長度水平井方案和基于類比對象的Alpine的長水平井方案(2000m水平段長度)。在井距相同的前提下，在A油田部署不同水平段長度的反九點井網，其中800m水平段長度開發(fā)部署采油井123口，2000m水平段長度開發(fā)部署采油井62口。在考慮應力敏感和啟動壓力梯度的前提下，開展方案模擬，對比分析開發(fā)效果。

A油田埋深超過3500m，2000m水平段鉆完井費用為800m水平段鉆完井費用的1.3倍。基于經濟測算結果，在工程規(guī)模恒定、工程投資相同的前提下，800m水平段經濟開發(fā)的單井累計產油量下限為15.0×104m3，2000m水平段經濟開發(fā)的單井累計產油量下限為19.5×104m3。分析對比不同方案開發(fā)井累計產油量及水平井鉆遇儲層物性，可得不同方案的布井下限。

800m水平段開發(fā)方案中，能夠達到經濟界限的開發(fā)井數(shù)共22口，占總井數(shù)的17.9%。同時，單井累計產油量和滲透率相對關系明確，按照方案統(tǒng)計，布井區(qū)滲透率大于150mD則可實現(xiàn)預期要求(見圖6)。

若采用2000m水平段水平井開發(fā)，共部屬62口水平井，單井累計產油量大于20×104m3的井共有12口，占總井數(shù)的19.4%。此外，在現(xiàn)階段地質認識基礎上，800m水平井方案中無產量貢獻的井共有12口(射孔段完全位于無效儲層中的井)，占總開發(fā)井數(shù)的9.8%，而2000m水平井方案中僅2口該類井，占3.2%，說明長水平井能夠增加有效儲層鉆遇率，在一定程度上減少無效井，提升經濟效益(見圖7)。

圖6 800m水平井開發(fā)單井累計產油量與對應井數(shù)及滲透率的關系

圖7 2000m水平井開發(fā)單井累計產油量與對應井數(shù)及滲透率的關系

基于以上研究成果，可針對性開展儲層甜點預測研究，在滿足物性下限的甜點區(qū)域布井，實現(xiàn)單井經濟有效開發(fā)。

4 結論

1)現(xiàn)有技術條件下，水平井或長水平井可實現(xiàn)薄層低豐度油田開發(fā)。對于辮狀河儲層，如若地質認識和儲層描述存在困難，導眼井配合實施水平井 ，可以提高儲層鉆遇率。

2)辮狀河沉積油藏，垂直物源方向部署水平井能更多地鉆遇有利儲層，開發(fā)效果更好。

3)低孔滲油藏在數(shù)值模擬中應考慮應力敏感和啟動壓力梯度，可準確模擬該類油藏開發(fā)中“壓降漏斗”變小、變尖的生產實際。

4)海外區(qū)塊開發(fā)井部署時要以經濟效益為先，以單井累計產油量為基礎測算符合公司經濟效益的布井物性下限；在鉆完井技術可行的前提下，部署長水平井開發(fā)可提高儲層鉆遇率，減少無效井數(shù)。