镇原油田长8油藏井网适应性评价

毛飞跃,侯长冰刘一仓,吴泽民(中石油长庆油田分公司超低渗透油藏第四项目部,甘肃庆阳 745000)

镇原油田长8油藏井网适应性评价

毛飞跃,侯长冰刘一仓,吴泽民(中石油长庆油田分公司超低渗透油藏第四项目部,甘肃庆阳 745000)

镇原油田长8油藏随着开发阶段的深入,原设计井网下油田开发各种矛盾逐步展现,目前长8油藏暴露出的主要矛盾是含水上升与提高单井产能的矛盾。以镇原油田主力区块近年的开发动态特征为依据,从井网与裂缝匹配性、见水、见效、递减等分析了井网的适应性,提出了镇原油田长8油藏主力区块井网调整的技术对策,包括排状注水、开展精细油藏描述,局部加密调整,提高储量动用程度、实施堵水调剖,改变水驱方向,提高注入水波及体积等。研究对镇原油田井网调整及稳产技术有重要的指导作用。

低渗油田;井网;开发效果;开发对策

镇原油田长8油藏主要包括镇53区块、镇218区块和镇221区块,正式投入开发已有7年,目前井网的注水见效状况、见水特征、地层能量状况、递减规律已明显展现,分析特低渗透油藏不同井网形式和井排距下的注水开发效果,研究特低渗注水开发油藏注水开发技术政策及见水、见效规律以及不同油藏类型和渗流单元下井网适应性是油田稳产的核心和关键[1]。

1 井网设计

井网优化技术的主要研究方法沿用了特低渗透的研究方法,但在数值模拟技术和注采井距优化方面创新了研究方法:①数值模拟技术考虑了压力敏感,模拟结果更可靠;②过去注采井距的优化仅考虑了渗透率的差异性,而超低渗透油藏注采井距的优化在原基础上同时考虑了启动压力梯度和压力敏感对纵向动用程度(即单井产量)的影响。

1)井网形式 对五点法、反七点法、正方形反九点法和菱形反九点井网进行数值模拟研究得出:相同的采出程度,菱形反九点综合含水率较低;相同的开采时间,菱形反九点的采出程度最高(见图1、图2),故镇北油田长8油藏采用菱形反九点井网开发。

图1 不同井网含水率与采出程度关系图

图2 不同井网采油速度与时间关系图

2)井排方向 同类油藏开发经验表明,注水井排方向平行于裂缝方向,使注入水垂直裂缝走向向采油井方向驱油,才能最大限度地提高波及体积,取得较好的开发效果。长8油藏最大主应力及裂缝方位借用西峰油田长8油藏测试结果,确定为NE75°。

3)井距、井排确定 油藏的注采井连线为主流线,主流线中点处渗流速度最小,压力梯度亦相应最小,压力梯度为:

式中,PH为注水井井底流压,MPa;Pwf为采油井井底流压,MPa;d为注采井距,m;rw为井筒半径,m。

若要中点处的油流动,则驱动压力梯度必须大于该点处的启动压力梯度λ,则可计算出给定注采压差和油层渗透率条件下的极限注采井距,即:

低渗透油田排距的大小主要与低渗透油藏基质岩块渗透率和裂缝密度有关,基质岩块渗透率越低,裂缝密度越小,排距应该越小,反之可以增大。因此,其开发井网的排距主要根据油藏基质岩块渗透率的大小决定,合理的井网排距有助于建立合理的注采压差,取得较好的注水效果。

假设X方向为主应力方向,且主向渗透率与侧向渗透率:Kx/Ky=m,只有在主侧向注采井距同时满足合理注采井距时,驱替效果才最好,因此:

式中,a为井距,m;b为排距,m;R为井排距比。

令rw=0.1m可以得到:

镇原油田长8油藏主向渗透率为侧向渗透率的4倍。综合以上分析,考虑长8油藏开发过程中主要以菱形反九点井网形式布井开发,井网部署方向为NE75°,为了适应裂缝性油藏特征,沿裂缝方向井距为垂直裂缝发育方向排距的3～4倍,排距的设计主要依据是渗透率大小,井距460～520m,排距140～180m。

2 井网适应性评价

1)井网与裂缝系统匹配关系分析 鄂尔多斯盆地区域上现应力场的分布是以北东东～南西西方向水平挤压和北北西～南南东方向水平拉张为特征,形成2组裂缝,主要为北东向,其次为北西向。安塞、靖安、华池油田根据地应力及裂缝方位测试,最大主应力及裂缝方位为NE60～80°。根据目前各种测试结果并结合区域最大主应力及裂缝方位分布,认为镇原油田长8段最大主应力及裂缝方位为NE75°左右。

在初期布井时,镇53区块、镇218区块、镇221区块均以NE75°井网设计。开发过程中油井主要见水方向与裂缝方向一致,井网方向与裂缝方向相符。截至2009年12月主向油井含水上升井达到41 口,由于含水上升损失产能140t,主要是镇53区块、镇221区块和镇218区块主向油井。尤其是镇53区块和镇221区块的长8油藏,主向见水率分别达到90.0%和71.4%,2009年新增见水井10口,损失产能13.1t,其中主向见水井6口,侧向井见水幅度较小。

镇53区块主向油井见水22口,见水比例76.0%,侧向井见水13口,见水比例21.0%,其中主向井见水周期511d,平均水线推进速度0.47m/d,侧向井见水周期1105d。油井见水与裂缝发育程度有较好的匹配关系,裂缝发育区见水快,见水周期短,而裂缝发育较差区域见水周期长。在见水特征上表现出一旦注水与裂缝沟通,含水快速上升,液量大幅增加,其中最短见水周期89d,水线推进速度达到2.02m/d,沿裂缝方向油井见水特征明显。

镇221区块开发2年后主向油井见水10口,见水比例86.7%,平均见水天数442d,水线推进速度0.32m/d,侧向井见水5口,见水比例19.2%。由于镇221区块井距较小,主向井大幅度含水上升,侧向井也出现了一定程度的含水上升,从延长油井低含水采油期进行评价,镇221区块井排距偏小,井网适应性较差。

镇218区块长8油藏采取520×180m菱形反九点井网进行开发,开发近5年来,主侧向均无明显含水上升井,沿裂缝方向的油井未发生明显的水窜而含水突升,井网表现出较好的匹配性。镇218井区高效开发的经验表明,镇北长8裂缝性油藏适当扩大井排距,延长裂缝性油井与注水井的距离,可有效避免主向井水窜而造成水淹,延长主向井低含水采油期。

2)不同井网能量利用情况分析 截至2008年底,未进行井网调整前,镇原长8油藏测压25口,主向压力19.4MPa,侧向井压力11.6MPa,主侧向压差7.8MPa。主侧向压力分布极不均衡,平面矛盾相对突出(见表1)。

表1 镇原油田长8油藏2008～2009年能量保持统计表

镇原油田按照菱形反九点井网布井,不同区域井排距不同。从开发3年后单井产能损失率进行分析看,镇53区块井排距偏大,主向水淹,侧向有效驱替难以建立,单井产能损失率达到31.0%;镇221区块主向水淹,但侧向井井排距小,侧向建立有效驱替系统,产能损失率25.8%;镇218井区井网适应性较好,有效延缓了主向见水周期,侧向井建立了有效的驱替系统,产能损失率仅18.8%,开发效果较好。

3)油藏采油速度分析 科学合理的井网密度既要使井网对储层的控制程度尽可能的大、要能建立有效的驱替压力系统、要使单井控制可采储量高于经济极限值,又要满足油田的合理采油速度、采收率及经济效益等指标[3]。根据最终采收率与井网密度的经验公式,镇北油田长8油藏满足标定水驱采收率的井网密度为13.5口/km2。

镇北油田长8油层井深按2217m计算,平均钻井与地面成本为270×104元/口,投资贷款利率为6.91%,原油价格为2020元/t,得到经济极限井网密度为27口/km2。

综上考虑,镇原油田长8油藏菱形反九点井网,平均井网密度12.26口/km2,从开发效果分析,镇221区块初期采用速度达到2.4%,但高井网密度、高采油速度也造成油藏初期含水上升速度较快,不利于油藏长期稳产。开发3年后,镇53区块、镇221区块单井产能下降幅度较大,采油速度均下降至1.5%以下,井网适应性相对较好的镇218区块采油速度仍能保持在2.0%左右,表现出较好的开发效果。

3 提高井网适应性对策

镇原长8油藏主向井见水、水淹逐年增多,目前主要采取了水淹井转注的方式进行了一定的井网调整工作,但是主向井含水的上升及油井开井数的减少是镇原长8油藏开发早期递减的主要因素,适时进行井网调整,提高井网适应性是镇原长8油藏稳产的前提。

1)排状注水 针对裂缝与注水井排方向基本一致,裂缝方向上油井水淹快,侧向油井见效程度低的特点,为提高注采井数比例,实施面强点弱注水,建立有效的驱替系统,合理利用裂缝线上的水淹油井。2009年逐步开始在以镇53区块、镇221区块为主的长8油藏开展排状注水,共实施排状注水12个,排状注水后有效井组9 个,见效油井34口,日增产能21t,累计增油9600t。尤其在镇53区块实施后效果明显,2009～2010年共在镇53区块转注水淹井8口,实施排状注水8个,控制油井43口,转注后区块整体存水率由0.79上升至0.90,单井日产油由2.0t上升至2.1t,水驱动用程度由63.5%上升至65.6%(见图3)。

图3 镇53区块排状注水区示意图

2)开展精细油藏描述,局部加密调整,提高储量动用程度 从目前镇原长8油藏开发效果看,由于主向井水淹区,造成油井开井数减少,油井转注后,注采井数比变为1∶1,虽然提高了油层水驱控制程度,但是造成局部储量失控,产量递减较大,为了提高采油速度,需加大长8油藏水驱效果及剩余油分布规律研究,通过对油藏水驱形态进一步认识,可通过在原菱形反九点井网基础上,在侧向水驱效果差,剩余油集中分布的区域开展加密调整,缩小井距,调整后,一方面加强了侧向排液,有利于调整平面水驱效果;另一方面保持了注采井数比,保证油藏开发效果,提高油藏最终采收率[4]。

3)实施堵水调剖,改变水驱方向,提高注入水波及体积 镇原油田长8油藏渗流特征为裂缝型或裂缝-孔隙型,主向井见水率达到62.5%,产能损失严重,造成油藏初期递减大,储量失控。堵水调剖技术是针对油田开发过程中,注水井近井地带剩余油较少、由于绕流作用影响导致近井地带调剖增油效果变差的问题提出的,深部调驱一般是向注水井注入可以在地层大孔道或裂缝中流动的凝胶,希望通过流动凝胶的缓慢移动实现调剖剂在地层深部的不断重新分配,增加调剖剂的作用范围,提高注入水的波及效率。2011年在长8油藏开展的注水井深部调剖试验2口,实施后井组日增油1.72t,累计降水量194.8m3,对于改善油藏水驱效果,提高注入水波及体积具有较好的作用。

[1]张明禄,吴正.鄂尔多斯盆地低渗透气藏开发技术及开发前景[J].天然气工业,2011,34(7):1-5.

[2]冉新权,杨华,李安琪,等.超低渗透油藏开发管理[J].中国石油企业,2008,27(8):4-5.

[3]关德师,牛嘉玉,郭丽娜.中国非常规油气地质[M].北京:石油工业出版社,1995.

[4]王昌勇,郑荣才,李忠权,等.鄂尔多斯盆地姬塬油田长8油层组岩性油藏特征[J].地质科技情报,2010,29(3):69-74.

[编辑] 辛长静

TE324

A

1673-1409(2014)32-0091-04

2014-07-12

毛飞跃(1968-),男,工程师,现主要从事低渗透油藏开发方面的研究工作。