层系重组和井网重构提高开发效果可行性研究

2015-06-07陈一鹤中国石油勘探开发研究院北京100083中国石油大学北京石油工程学院北京102249

化工管理 2015年24期

陈一鹤（中国石油勘探开发研究院,北京 100083;中国石油大学（北京）石油工程学院,北京 102249)

1 Z-K1区块地质及生产情况现状

Z-K1区块为两条北-东走向正断层所夹持的地垒式长轴背斜，地层厚度为600-1500m，多旋回沉积。在纵向上划分为6个油组：Z-0、Z-I、Z-II、Z-III、Z-IV、Z-V,其中Z-IV、Z-V为主力含油层段。Z-V油组发育充分，河道连片性及砂体连通性很好；Z-IV油组河道规模相对较窄，砂体连通性稍差。该区块砂体相互切割叠置，多数油层呈大面积连通，主要受构造和岩性控制。

Z-K1区块从1999年开始进入合注合采、局部加密、产量递减、含水上升的开发阶段。从2005年开始，改变了开发方式，采用规模动用Z-IV油组，控水稳油的开发策略。目前，Z-K1区块平均采油速度为0.6%，采出程度为27.89%，综合含水93%，已整体进入“双高”开采阶段。目前，该区块开发过程中存在的最主要问题是：1.注采层系不清晰，部分井网层系欠完善2.部分井区注采井数比不合理；3.部分井区水井过密；4.部分井区处于天然能量开采状态；5.部分井区没有井控制。

2 层系重组方案研究

由于该区块长井段合采合注，致使层间矛盾日益突出，动用程度降低，分层系开发是减缓层间矛盾的有效手段。根据ZK1区块开发层系的现状和长井段合注合采前后动用程度、水驱采收率的变化等方面，认为该油藏有必要进行层系重组，原因如下：a）通过非主力层独立开发层系可行性评价，发现该区块动用程度差的单砂体综合含水较低，其储量占总储量的11.2%。但非主力层大部分单砂体分散，重叠面积小，整体储量丰度低,且不在一个层段，实施难度大。局部具有钻加密井的条件，但是整体开发难度大、成本高。因此，非主力层不具备划分独立一套层系的条件，应立足于依靠主力层系的开发井网[1]；b）通过不同开发层系开发效果分析研究后，发现该区块多吸水的层多产液，少吸水的层少产液，不吸水的层不产液；各断块各层段之间动用程度差异大，适合分层系开发；c）通过隔层分析结果发现，Z-K1各断块不同开发层系之间具有比较稳定的泥岩隔层，适合进行开发层系的重组；d）剩余资源量分析，剩余资源量充足，剩余油含量丰富、地质储量高，适合进行层系重组调整；e）剩余可动油储量下限计算结果，见下表1。经过综上因素考虑最终确定层系重组方案如下表2。

3 井网重构方案研究

3.1 合理井网密度研究

进行井网重构时，需要充分考虑合理的井网密度，要分别计算最优井网密度、极限井网密度、合理井网密度，才能最终确定最适合本区块的合理井网密度。根据交汇法和单井产油量经济界限法两种方法进行计算得到结果如下表3。根据结果分析该区块6个断块均有加密调整的潜力，但具体的加密井数和加密方案需根据剩余油潜力和单井井况分析等实际情况进一步确定。

3.2 合理井网形式和注水方式的选择

由于Z-K1区块断块面积小，形状不规则，为了更好的控制地质储量，不可能形成规则的开发井网，该区块拟采用三角形的井网、点状面积注水。这种方式有较强的适应性和灵活性，可以使油井多面受效，保持注采平衡。同时，三角形的井网更容易形成比较完善的注采系统，注水波及系数较高。通过油藏数值模拟，针对该区块可能采用的几种井型进行了拟合分析，如下图1，可以发现大斜度井由于考虑了单砂体井网完善性和剩余油分布，开发效果明显好于直井。水平井初期日产油量较高，但累积产油量明显低于直井，含水上升也较快，效果不理想。因此，该区块的拟打新井应以大斜度井和直井为主[2]。

表1 剩余可动油储量下限

表2 最终层系调整方案

表3 合理井网密度计算结果表

表4 不同开发方案数值模拟结果表

Z 1266-86 Z 12881212 Z I V，V 1-4 Z V 5-13 Z I V，V 1-4 Z V 5-13

图1 数值模拟选择井型示意图

针对本区块实际，结合井网部署方法，按照以下原则进行调整：1）对高含水低能的井转注；2）带病生产及停产无法修复的生产井，利用侧钻井进行挖潜；3）对未射孔或升级油层进行补孔；4）在剩余油相对富集，饱和度较高、少井的区域，部署新油井，新油井以大斜度井和直井为主；5）注采井数比低于1：2的井区，适当增加注水井点；6）针对存在优势渗流通道的井组，及主力油砂体水淹严重、剩余油高度分散的井组，在井网完善的基础上开展深部调驱；7）无法修复且没有利用价值的井永久弃置；套损套变井问题部位以上暂无认识的，实施封层暂闭。

4 层系重组和井网重构有效性论证

为了论证此次层系调整和井网重构的有效性，以Z1281断块为例建立了方案论证模型，研究了不同层系组合、不同开发方式和不同井距、井型对开发效果的影响。选择有代表性的主力断块Z1281建立论证模型；平面网格步长：30×30米；网格数：35*46*42=67620个网格；包含地质储量676.96万吨，占全区的1/3；油井48口，水井29口。利用数值模拟方法论证了以目前开采方式开发的基础方案、提液生产方案以及升高地层压力开采方案对开发效果的影响，并分析了提液和升压对最终采收率、采油速度和单井产量递减率等的影响。从提高最终采收率来看，单纯提液会加大层间矛盾，最终采收率比基础方案略差；但提液可以缓解产量递减，初期采油速度较高，且提液幅度越大初期单井产量递减也越快，提液50%的方案产量递减相对较慢；升压可以避免局部脱气现象，有利于提液；但由于增加注水量引起含水上升速度过快，开发效果较差。利用数值模拟方法论证了按目前生产方式、合注合采、按不同含水组合层系、不同采出程度组合层系以及按层段组合层系等开发方式对开发效果的影响，优选了合理的层系组合方式，具体模拟结果见表4。从提高采收率幅度以及初期采油速度等指标来看，按层段组合开发层系优于其他方案，在工艺上具备可行性[3]。

接着，再利用数值模拟方法论证了按层段组合层系开发方式下采取深部调驱、封堵高含水层、新井先射低含水层、后射高含水层等措施的开发效果，最终认为多种方式组合运用时油藏采收率最高，具体结果参见表5。按层段组合开发层系，且封堵高含水层、新井分批次射孔、深部调驱，采收率提高5.54%，新井平均单井增加可采储量8771吨。