斷塊油藏動態(tài)層系井網(wǎng)合理參數(shù)界限及應用
——以東辛油區(qū)營17斷塊為例

2024-02-29 08:23:52盧惠東龐麗麗薛巨豐聶法健王艷平

石油地質(zhì)與工程 2024年1期

盧惠東,龐麗麗,薛巨豐,姚娜,聶法健,王艷平

(1.中國石化勝利油田分公司東辛采油廠,山東東營 257000;2.中國石化勝利油田分公司CCUS項目部,山東東營 257000;3.長江大學石油工程學院,湖北武漢 430100)

動態(tài)層系井網(wǎng)模式是指在油田開發(fā)中后期利用老井資源現(xiàn)有井網(wǎng)、依托分采分注工藝、根據(jù)不同類型斷塊剩余油分布規(guī)律有針對性地開展層間、平面流線動態(tài)調(diào)整。通過縱向差異組合、構(gòu)建動態(tài)井網(wǎng),可提高不同儲量的水驅(qū)控制程度及水驅(qū)動用程度。

王磊等[1]指出傳統(tǒng)開發(fā)注采井網(wǎng)調(diào)整模式投入大,適配性差,制約了油田采收率的提高;尚教輝等[2]通過輪注輪采礦場試驗優(yōu)化采油、注水周期及生產(chǎn)參數(shù),改善吸水狀況,有效擴大注水波及體積,使注入水進入基質(zhì)系統(tǒng)較深的孔喉中,在山156區(qū)取得較好的開發(fā)效果;張順康等[3]針對老油田開發(fā)中后期的中高含水階段,考慮不同方向上油井的儲層靜態(tài)以及開發(fā)動態(tài)差異,按照不同方向上的油井在某一時間段內(nèi)剩余可采儲量采出程度相同的原則,提出矢量化井網(wǎng)設計方法,保證不同方向上的油井同時達到經(jīng)濟極限;葉劍川[4]、王躍剛[5]將注水層劃分成幾個層段分別以不同的配注量進行注水,合理計算每個層段的注水量,并對實際生產(chǎn)情況進行動態(tài)分析,及時調(diào)整注水層段配注量,有利于提高油藏采收率。基于Eclipse數(shù)值模擬軟件的生產(chǎn)優(yōu)化控制模型完成動態(tài)調(diào)控參數(shù)的5年優(yōu)化方案,在濱2塊實施后,采出程度提高3.01%。

1 研究背景

東辛油區(qū)位于濟陽坳陷東營凹陷中央隆起帶東段,構(gòu)造復雜,儲層非均質(zhì)性較強,油藏類型多樣,以斷塊油藏注水開發(fā)為主。近年來,逐步形成了層系細分、立體開發(fā)、配產(chǎn)配注、注采耦合等斷塊油藏提高采收率技術(shù)系列。受地質(zhì)因素及開發(fā)現(xiàn)狀影響,在高含水開發(fā)階段注入水沿天然高滲透條帶形成無效循環(huán),導致制定的剩余油挖潛措施實施效果較差[6];目前已進入特高含水-深度開發(fā)階段,特高含水儲量占比達83.8%,針對層間、平面干擾加劇[7]、固有流線調(diào)控難度加大等狀況[8],亟需開展動態(tài)層系井網(wǎng)合理技術(shù)政策研究。

2 試驗區(qū)概況

東辛油區(qū)營17斷塊位于濟陽坳陷東營凹陷中央隆起帶中部東營穹隆背斜帶的北翼,于1969年投入開發(fā),目前完鉆井188口,主要含油層系為沙河街組二段,含油面積2.3 km2,地質(zhì)儲量881×104t,儲量豐度383×104t/km2,屬于“小而肥”的斷塊油藏,隨著油田含水的不斷上升,剩余油分布更加分散,采取的措施挖潛效果越來越差,穩(wěn)產(chǎn)難度加大。

2021年在深化應用輪采輪注、輪采輪休技術(shù)的基礎上,圍繞少井高效、靶向補能,立足單元整體設計、分步實施,提出了構(gòu)建動態(tài)層系井網(wǎng)的調(diào)整思路,并在營17斷塊初步取得了較好的調(diào)整效果,但在實施過程中存在以下問題:①縱向合理分段政策界限標準有待進一步確定[9],需將已有的定性評價轉(zhuǎn)化為定量化標準;②平面井網(wǎng)優(yōu)化有待進一步加強,需制定合理井網(wǎng)、井距標準[10],為后期井網(wǎng)調(diào)整提供可靠依據(jù);③換層時機及合理注采強度有待進一步探索。因此,有必要開展多油層斷塊油藏動態(tài)層系井網(wǎng)技術(shù)政策界限研究[11],為完善提升技術(shù)、擴大應用規(guī)模奠定基礎[12]。

3 模型選取及更新

在精細刻畫特高含水期斷塊油藏剩余油分布基礎上,開展層系動態(tài)井網(wǎng)相關(guān)技術(shù)政策研究,選取已建立三維精細地質(zhì)模型作為基礎模型,其斷塊油藏特征明顯,可被切割成不同類型的井網(wǎng)及小斷塊,且運算時間適中,模型參數(shù)如表1所示;更新模型并開展歷史擬合至目前生產(chǎn)階段,在此剩余油基礎上,根據(jù)動態(tài)層系井網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化設計要求,將切割井組模型概念化,概念化后的模型地質(zhì)參數(shù)及流體性質(zhì)均來自東辛油區(qū)營17斷塊油藏實際參數(shù)。

表1 營17斷塊模型網(wǎng)格參數(shù)

4 動態(tài)層系井網(wǎng)參數(shù)界限優(yōu)化

4.1 縱向分段合理級差

目標單元營17斷塊孔隙度20.4%～28.0%,平均25.2%,滲透率范圍87×10-3～996×10-3μm2,主力層平均滲透率473×10-3μm2;儲層非均質(zhì)性較強,滲透率級差最大達11.4,突進系數(shù)2.11,滲透率變異系數(shù)0.6。基于目標油藏實際物性參數(shù),依據(jù)試驗區(qū)地質(zhì)特點設置物性參數(shù)模型如圖1所示。

4.1.1 采出端

在同一層段內(nèi),針對不同級差組合的合采合注開展數(shù)值模擬,預測不同級差下的開發(fā)效果。模擬結(jié)果顯示,隨著級差縮小,階段采出程度提高;且級差每降低1,階段采出程度平均提高0.47個百分點;合理層間級差控制在4以內(nèi),如圖2所示。

圖2 層間級差與采出程度關(guān)系對比

4.1.2 注入端

針對水井在不同級差組合下合注效果開展研究,模擬結(jié)果顯示,層間級差越大,對應油井層間動用差異越大,層間級差為10,層間干擾嚴重,采出井物性好的層段動用程度較好,其他層段得不到有效動用[15],導致相同時間內(nèi)階段采出減少,從預測結(jié)果來看,水井同一層段內(nèi)合理級差應該控制在4～6,如圖3所示。

圖3 注入端層間級差與采出程度關(guān)系曲線

4.2 合理層間壓差優(yōu)化

結(jié)合研究內(nèi)容,將物性好的地層壓力設置為低壓,將物性差的地層壓力設置為高壓。方案設計層間壓差從1 MPa到10 MPa來模擬不同層間壓差下的各層產(chǎn)出情況,數(shù)值模擬研究表明,隨著層間壓差增大,階段采出程度由19.38%下降至17.56%,下降1.80個百分點,層間壓差增大,層間干擾增強,階段采出量減少,但影響程度沒有級差大;綜合分析對比,層間壓差每增加1 MPa,階段采出程度降低0.20個百分點,如圖4所示,且不同壓力狀況的層系,動用明顯不同,建議動態(tài)組合層系的層間壓差越小越有利于采出。

圖4 層間壓差與采出程度關(guān)系

4.3 不同能量狀況組合優(yōu)化

不同能量狀況的層段如何組合是實現(xiàn)均衡驅(qū)替的因素之一,結(jié)合目標油藏現(xiàn)階段及不同能量分布狀況,將模型組合為三套不同能量狀況的層段,分別為整體低能(低剩余油飽和度+低地層壓力)、局部高能(局部高剩余油飽和度+局部高地層壓力)、整體高能(高剩余油飽和度+高地層壓力),通過不同組合及單獨生產(chǎn)一套層段的模擬分析,明確不同能量組合的驅(qū)替效果。

數(shù)值模擬研究顯示,對于單獨分采一套層段來說,在相同時間段內(nèi),能量狀況越好,初期產(chǎn)油量及累計產(chǎn)油量均較高,整體高能層段單采階段累計產(chǎn)油量達1.52×104t,整體低能層單采的僅0.37×104t,如表2所示。

表2 不同能量狀況組合

表3 不同能量狀況組合階段采出狀況

設計三種不同能量層段不同組合方案4組,對比分析不同組合下的增油情況,不同能量狀況組合合采的單層累計產(chǎn)油量均低于單層單獨生產(chǎn),單獨生產(chǎn)三套層段階段累計產(chǎn)油量2.37×104t,而三套層段合采累計產(chǎn)油量2.03×104t,采出程度下降1.60個百分點。

從兩套不同的層段合采狀況可以看出,不同動態(tài)能量狀況的差別影響單層采出,合采時單層的產(chǎn)油量均低于單采時的產(chǎn)油量,整體低能層段在不同的合采方案下,累計產(chǎn)油量較少,三層合采時對其抑制最大;而對于局部高能和整體高能層段來說,不同方案組合的降產(chǎn)遠低于整體低能層段,因此,建議在礦產(chǎn)試驗中對潛力可靠的低能層段進行單獨生產(chǎn),確保其動用規(guī)模和效果。

從不同層段合采效果來看,組合層段能量狀況差別越大,單層累計產(chǎn)油量均高于其他組合方案;從單井增產(chǎn)來看,能量狀況差別越小,累計產(chǎn)油量相對較高,近似均衡驅(qū)替[16]。

4.4 分采分注合理參數(shù)界限

4.4.1 合理注采井距

結(jié)合目標油藏開發(fā)現(xiàn)狀,設計注采井距為100～500 m,對比分析不同注采井距下的開發(fā)效果。數(shù)值模擬結(jié)果表明,當井距從100 m增加到500 m,階段累計產(chǎn)油量從3 066 t升到3 286 t(400 m井距),然后隨井距增加,累計產(chǎn)油量開始下降,井距越小,注入水沿單層突進,縱向注采影響較大,物性好的層含水上升快;隨著井距變大,減緩單層突進,縱向推進更加均勻,累計產(chǎn)油量相對較高,當井距大于400 m后,生產(chǎn)效果變差,如圖5所示。

圖5 不同井距下累計產(chǎn)油量變化

4.4.2 注采比優(yōu)化

結(jié)合現(xiàn)場實際狀況,設計注采比為1.0～2.0,對比不同注入強度下的驅(qū)替效果。注采比高、物性好的層動用程度較高,但迅速水淹,導致含水率升高,增油效果變差,其他層段很難動用;而低注采比有助于均勻水驅(qū),層段內(nèi)均衡驅(qū)替效果最好。

從含水率曲線可以看出,隨著注采比增大,含水上升速度明顯加快,且注采比越大,含水上升速度越快;從階段增產(chǎn)來看,對于中高滲油藏,隨著注采比提高,預測期累計產(chǎn)油量呈下降趨勢,從注采比為1.0時的7.07%下降到注采比為2.0時的4.36%,下降2.71個百分點;整體來看,階段采出程度下降呈逐漸加大趨勢,當注采比高于1.4以后,下降趨勢明顯加劇,合理注采比建議在1.2以內(nèi),如圖6所示。

圖6 同注采比預測期內(nèi)含水及提高采出程度幅度對比

4.4.3 換層時機優(yōu)化

針對不同剩余油分布層段,平面上設計注采錯峰、縱向上設計注采錯層來模擬不同的換層周期,井距400 m,同層注采比1.0,對比不同換層周期的驅(qū)油效果,明確最佳換層時間,方案設計如表4所示。

表4 部署注采井及注采層段設計

針對不同剩余油分布層段,對比不同換層周期的驅(qū)油效果,如圖7所示,隨著換層輪次增加,井組日產(chǎn)油呈下降趨勢,且下降幅度減緩,層間動用差異減小;且隨著換層時間增加,階段累計產(chǎn)油量降低,從下降幅度來看,3個月內(nèi)換層最佳。

圖7 不同換層時間階段累計產(chǎn)油量變化

圖8 不同換層時間采出程度提高幅度對比

對于不同能量狀況的層段,合理換層時間不同,能量補充相對低的層段,合理換層時間為5個月,但提高幅度整體偏小;對于能量補充相對高的層段,合理換層時間與全井一致,3個月內(nèi)換層最佳;因此,需綜合分析試驗井組分采分注層段的物質(zhì)基礎及動態(tài)現(xiàn)狀,合理選取換層時間。

5 現(xiàn)場應用效果

目標油藏營17西為中高滲、常溫常壓、稀油、半開啟型斷塊油藏,綜合含水87.6%,采出程度28.4%;針對動態(tài)非均質(zhì)性加劇,水驅(qū)動用不均衡的開發(fā)現(xiàn)狀,2021年8月開展了分采分注動態(tài)層系井網(wǎng)構(gòu)建礦場試驗。

油井:按照分層標準下入兩段分采管柱;水井:按油井分采層段對應實施分注。

結(jié)合本次動態(tài)井網(wǎng)研究成果,考慮上段受層間干擾影響整體動用較差,需充分利用井資源完善注采井網(wǎng),提高水驅(qū)控制;同時受平面非均質(zhì)性、注采強度差異等因素影響,需優(yōu)化注采流線的現(xiàn)狀,2022年主要調(diào)整優(yōu)化上段層系注采,構(gòu)建新的注采流線,實現(xiàn)均衡流場,提高注水效益。調(diào)整實施后,提高了低動用層水驅(qū)控制程度及動用效果。2022年度先后實施換層7井次,注采調(diào)配30余次,年度綜合含水下降2.9個百分點,噸油運行成本下降33元/噸,開發(fā)態(tài)勢和效益持續(xù)向好。