裂缝型潜山稀油油藏开发技术界限研究

2015-07-02李玉勇

石油地质与工程 2015年6期

关键词：井网潜山采收率

李玉勇

(中国海洋石油国际有限公司开发生产部，北京 100010)

裂缝型潜山稀油油藏开发技术界限研究

李玉勇

(中国海洋石油国际有限公司开发生产部，北京 100010)

为研究油藏地质参数和注采参数对潜山稀油油藏采收率的影响，以渤海A油田为例，应用Eclipse数值模拟软件，建立概念模型，进行了油藏地质参数对最终采收率的敏感性分析，包括裂缝渗透率、裂缝孔隙度、裂缝倾角、裂缝密度等；同时对注采参数进行了优选，包括井网、注水位置、采液强度。研究结果表明，裂缝越发育油藏采出程度越高，对于裂缝型油藏最优的井网形式为平行交错井网，注水位置应该选在靠近油藏底部，最优水平井长度为800～1 000 m，最优采油速度3%左右。

渤海油田；潜山稀油油藏；技术界限；数值模拟；水平井

裂缝型油藏包括两套储、渗系统，其中，裂缝介质一般属于低孔高渗系统，具有孔隙度低(一般低于2%)，储量比例小(一般低于30%)，但渗透率和产油能力高、驱油效率高(可达到90%以上)及采收率高等特点；基质岩块则属于高孔低渗系统，具有孔隙度大(5%～20%)，储量多，但渗透率和产油能力低，驱油效率(16%～26%)和采收率低等特点[1-3]。一般而言，裂缝系统中原油储量少，但开采容易，而基质系统中的原油储量多，但开采困难。如何经济有效地将基质中的原油开采出来，是裂缝型油藏成功开发的关键。

针对裂缝型潜山油藏开发，鉴于采用常规直井井网注水开发方式具有单井产能低、含水上升快、采收率低等开发特点[4-5]，本文以渤海油田A油藏水平井开发为例，应用Eclipse数值模拟软件，建立概念模型，研究了油藏地质参数和注采参数对潜山稀油油藏采收率的影响。

1 地质模型建立

应用Eclipse数值模拟软件，以五点井网的四分之一为研究对象，即一注一采两口模拟井，研究对象的尺度为160 m×1000 m×160 m。

1.1 模型选择

潜山变质岩油藏显著特点是裂缝非常发育(包括宏观裂缝和微观裂缝)，宏观裂缝渗透率非常高，但储集空间很小；基质和微观裂缝是主要储油空间，但渗透率非常低。在注水开发潜山变质岩油藏时，水和油只在宏观裂缝中渗流，而基质和微观裂缝只能依靠毛管压力的渗吸作用将原油驱替到裂缝中，进而渗流到生产井筒中，故油水在潜山变质岩中的渗流为双孔单渗，同时，潜山变质岩油藏中的原油为轻质黑油，综合储层和原油的性质，采用Eclipse中的双孔单渗黑油模型对潜山变质岩油藏进行模拟。

1.2 网格系统

采用笛卡尔直角坐标块中心网格系统，平面X方向16个网格，平面Y方向100个网格，纵向Z方向划分16个层位，网格步长均为10 m，由于是双重介质模型，所以模型的总节点数为16×100×32=51200个。

1.3 数据准备

(1)储层及流体参数。基质孔隙度10%～25%；裂缝孔隙度0.5%～3%；基质渗透率(1～15)×10-3μm2；裂缝渗透率(1000～8000)×10-3μm2；地面水密度1000 kg/m3；地面油密度850 kg/m3；地面气密度0.76 kg/m3；地层水黏度0.32 mPa·s；地层油黏度5.53 mPa·s；地层气黏度0.0148 mPa·s；地层水压缩系数4.46×10-4MPa-1；岩石的压缩系数2.0×10-5MPa-1。

(2)相对渗透率数据。由于模型为双重介质模型，所以基质与裂缝分别有一套油水和气液相渗曲线，如图1所示。

图1 双重介质油水相渗曲线及基质毛管压力曲线

2 储层参数敏感性研究

2.1 裂缝渗透率

为了研究不同的裂缝渗透率对裂缝型潜山油藏开发效果的影响，设计了四种裂缝渗透率。在概念模型中，油藏厚度为160 m，基质渗透率为1×10-3μm2，裂缝倾角为60°，裂缝线密度为1条/m，裂缝孔隙度为1%，基质孔隙度为15%，注水井和生产井均为水平井，其水平段长度为1 000 m。以3.0%采油速度生产，直到生产井含水率为98%为止。

模拟结果表明(图2、图3)：①随裂缝渗透率的增加，潜山油藏最终采收率随之减小，但当裂缝渗透率增加到3 000×10-3μm2以后时，采收率减小的幅度不明显；②潜山变质岩油藏在注水开发时，随裂缝渗透率的增加，无水采收率呈减小的趋势。原因为：当裂缝渗透率较小时，基质系统和裂缝系统的非均质性级差较小，注入水稳定推进，有利于裂缝驱油和基质渗吸作用的发挥；但当裂缝渗透率很大时，基质系统和裂缝系统之间的非均质性增加，注入水沿裂缝窜进到生产井底，不利于基质渗吸作用的发挥，导致基质中剩余大量残余油，从而最终采收率降低。

图2 不同裂缝渗透率下采收率曲线对比

图3 采收率与含水率关系

2.2 裂缝孔隙度

针对裂缝孔隙度对裂缝型潜山油藏开发效果的影响，设计了四种不同的对比方案。与前述裂缝渗透率模拟方案相比，除裂缝渗透率为3 000×10-3μm2外，其余参数设置均相同。模拟结果表明(图4、图5)：①随裂缝孔隙度增加，潜山变质岩油藏的最终采收率会呈增加趋势；②无水采收率随孔隙度的增加而增加。在潜山油藏中，裂缝中的储量易于采出，而基质中的原油很难驱替出来，当裂缝孔隙度增加时，相当于油藏中易于采出的原油储量增加，所以在注水开发时，裂缝孔隙度越大，即裂缝中原油储量越大，则潜山油藏的最终采收率也会越高。

图4 不同裂缝孔隙度下采收率曲线对比

图5 采收率与含水率关系

2.3 裂缝倾角

为了研究不同的裂缝倾角对潜山油藏开发效果的影响，设计了四种不同的裂缝倾角，与前述裂缝渗透率模拟方案相比，除要优选的裂缝倾角参数外，其余参数设置均相同。模拟结果表明(图6、图7)：①当裂缝倾角增加时，潜山油藏最终采收率逐渐降低，但幅度较小；②随着裂缝倾角的增加，潜山油藏无水采收率逐渐减小，且倾角越大，含水上升速率越快。因此在潜山变质岩开发时，裂缝倾角越小，水平井脊进现象越不明显，油水界面推进越整齐、均匀，从而水驱波及系数随之增加，最终采收率变高。

图6 不同裂缝倾角下采收率曲线对比

图7 采收率与含水率关系图

2.4 裂缝密度

为了研究不同的裂缝密度对潜山油藏开发效果的影响，设计了四种不同的裂缝密度，除要优选的裂缝密度参数外，其余参数设置均相同。模拟结果表明(图8、图9)：①随裂缝密度的增加，潜山油藏的最终采收率也增加，但当裂缝密度增加到一定程度以后，油藏的最终采收率增加幅度不明显；②在采收率增加的同时，油藏无水采收率也随裂缝密度的增加而增加。在潜山油藏中，裂缝密度越大，说明油藏中裂缝越发育，从而使基质的渗吸作用更易于发挥，但是当裂缝密度大到一定程度足够使基质充分发挥渗吸作用时，再增加裂缝密度，则不会使最终采收率有显著的提高。

图8 不同裂缝密度下采收率曲线对比

图9 采收率与含水率关系

3 开发技术界限研究

油藏开发的目标是以最小的经济投入获得最大的经济回报和较高的采收率，因此有必要对油藏生产参数进行优化，包括井网、注水位置、水平井长度、采油速度等[6-8]。

3.1 水平段长度优化

随着水平段长度的逐渐增加，井筒与油藏的接触面积相应增加。但与此同时，井筒内流体流动的摩擦阻力也将相应增加，前者有利于增加油井产量，后者却相反。所以在油田实际开发中，水平井段的长度并不是越长越好。一般水平段长度优化原则为：水平井段合理长度等于井筒内摩擦损失使油井产能减少20%时，这个点通常被定义为显著摩擦损失点。

模拟结果显示(图10)：随着水平段长度的增加，水平井初期产能相应增加，但当水平段长度进一步增加以后，对应油井产能增加幅度急剧减小。结合经济因素，综合考虑钻完井费用，建议采用水平段长度为800～1000 m。

3.2 井网形式优化

不同的井网形式对裂缝型油藏的开采动态影响很大，设计了3种井网形式：平行叠置井网模型、平行交错井网模型、垂直井网模型。从模拟结果可以看出(图11)，平行交错井网的无水采油期及最终采收率值均最高，开发效果优于其他两种井网。原因为：平行叠置井网模式利用重力分异作用自下而上驱油，但中高角度裂缝易造成注入水沿裂缝快速上窜；垂直井网模式，注入水易向油层下部窜流，产生多相渗流造成剩余油分散；平行交错井网，通过形成人造底水，均匀向上托进，从而提高油藏开发效果。

图10 水平井水平段长度优化

图11 不同井网模式下采收率对比

3.3 避水高度优化

为优选采油井的避水高度，设计了三种注水位置：分别为油藏底部下1/3注水、油藏中部1/2注水和油藏顶部上1/3注水。从模拟结果可以看出(图12)，油藏底部下1/3注水采收率最高，油藏底部下1/3注水时，注水井和生产井井距最大，注入水突进到生产井所需的时间最长，而且注入水的波及体积最大，注入水利用率最高，从而油藏最终采收率最高。

图12 不同注水位置下采收率曲线对比

3.4 采油速度优化研究

为了对采油速度进行优化，设计了四种采油速度：分别为1%、2%、3%、4%。模拟结果如图13所示，随着采油速度的增加，采收率出现先增后降的趋势。对于裂缝型潜山稀油油藏而言，在采油速度较低时，主要发挥毛管力渗吸采油的作用，驱替基质中的原油；在采油速度较高时，主要发挥水力压差的作用，驱替裂缝中的原油。所以存在一个最佳采油速度，能够使毛管压力的渗吸作用和水力压差的驱替作用都可以充分发挥，从数值模拟的结果可以看出，合理采油速度为3%左右。