特低渗透复杂断块油藏合理井网形式数值模拟研究

2016-04-27甘俊奇李莉吴忠宝王俊文曾倩中国石油勘探开发研究院北京100083

长江大学学报(自科版) 2016年5期

甘俊奇，李莉，吴忠宝，王俊文，曾倩　(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

甘俊奇，李莉，吴忠宝，王俊文，曾倩(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

[摘要]考虑储层渗透率、断块面积、断块长宽比以及地层倾角等地质因素，建立了68个不同的概念地质模型，设计了420个数值模拟方案，系统研究了特低渗透复杂断块油藏合理的注采井网形式。数值模拟结果表明，渗透率较低，宜采用五点井网；渗透率较高，断块面积较大，宜采用反七点井网；窄条带状断块长宽比越大，反七点井网越适宜；渗透率越大，地层倾角越大，底部注水开发效果越好。在海拉尔油田典型断块的应用结果表明：窄陡断块，宜采用底部注水方式，特低渗透宽缓断块，宜采用反七点井网，开发效果均较好。该研究对特低渗透复杂断块油藏注采井网优化和井网部署具有参考价值。

[关键词]特低渗透油气藏；复杂断块油气藏；井网；地层倾角；断块面积；断块长宽比

复杂断块油藏由断层多期活动相互切割配置形成，断层多、构造破碎复杂，断块小、含油面积小，油水关系复杂[1-3]。一般，根据断层的开启或闭合状态、渗透率、地层倾角、断块面积和几何形态，可以划分出不同类型的断块油藏。断块的几何形态可以将断块油藏分为半圆形、扇形、三角形、条带形、长方形和梯形等类型[4～6]。不同的开发井网对断块油藏采收率影响较大，前人[7～11]根据油田开发实践，提出了断块油藏合理的注采井网形式及井网部署方法。

近年来，一批学者运用油藏数值模拟方法，对复杂断块油藏的合理井网形式进行了研究。2003年，薛兆杰等[12]以实际油藏地质情况为原型建立概念模型，研究了注水方式对断块油藏开发效果的影响。2010年，关富佳等[13]研究了复杂小断块油藏立体开发的井网部署方法。2011年，齐亚东等[14]研究了条带状和三角形的特低渗透断块油藏的合理注采井网。2013年，李伟等[15]研究了钝角三角形小断块油藏的合理注采井网。刘桂玲等[16]对三角形和四边形断块油藏的井网进行了优化，并给出了合理井排距。关富佳等[17]研究了直角三角形小断块油藏合理注采井网。2014年，王锋[18]研究了三角形断块油藏的注采井网部署方法。此外，贾红兵[19]和杜鹏举[20]通过机理模型，分析了地层倾角和渗透率对重力作用的影响，对窄条带断块注水方式进行了优化。但是目前，还没有系统研究不同储层物性、地层倾角、断块面积和断块长宽比等条件下的合理井网形式。为此，笔者建立多井组地质模型，考虑上述影响因素，运用油藏数值模拟方法，提出了条带形断块油藏的合理井网形式，并在海拉尔油田典型断块进行了实际应用，效果较好。

1地质模型的建立及方案设计

1.1建立地质模型

应用Eclipse软件建立概念地质模型。不考虑地层倾角时，建立平板状地质模型，采用9行9列的排状交错基础井网，总井数41口。比较3种注采井网形式：五点井网，16注25采，注采井数比1∶1(图1(a))；反七点井网，13注28采，注采井数比1∶2(图1(c))；反九点井网，13注28采，注采井数比1∶3(图1(b))。利用Faults关键字设置封闭断层，将油藏切割成不同面积的断块。考虑地层倾角时，建立有倾角的长方形封闭断块模型，采用7注6采的排状交错井网(图1(d))。

涉及到的参数如下：原始地层压力22.9MPa，泡点压力7.0MPa，有效厚度10m；地层原油黏度2.5mPa·s，地层油压缩系数12.89×10-4MPa-1，地层油体积系数1.08，原油密度0.83g/cm3，溶解油气比18.23m3/t，地层水压缩系数6.51×10-4MPa-1；束缚水饱和度37.6%，残余油饱和度26.3%，水相端点相渗0.11。

图1　概念地质模型示意图

1.2方案设计

不考虑地层倾角时，选取储层渗透率、断块面积、断块长宽比、注采井网形式和注采井距5项开发参数，设计模拟方案384个(表1)。考虑地层倾角时，选取渗透率、地层倾角和注水方式3种开发参数，设计模拟方案36个(表2)。

表1　不考虑地层倾角的数值模拟方案

表2　考虑地层倾角的数值模拟方案

2合理井网形式

2.1储层物性

选取断块长宽比1，井距200m，断块面积分别为0.1km2和0.2km2的18个方案，比较不同储层渗透率条件下3种井网形式开发20年的采出程度。断块面积0.1km2时，五点井网采出程度高(图2(a))。断块面积0.2km2时，储层渗透率高于2mD，反七点和反九点井网采出程度高；储层渗透率低于2mD，五点井网采出程度高(图2(b))。结果表明，储层物性数值越小，所需注采井数比越高，需要较多的注水井补充地层能量，提高注水开发效果。

图2　不同渗透率不同井网形式的采出程度比较

2.2断块大小

选取储层渗透率10mD，断块长宽比1，井距100～300m的60个方案，用多项式拟合三种井网形式在不同断块面积和不同井距条件下开发20年的采出程度，比较其开发效果。断块面积0.1km2，五点井网的采出程度最高，反九点井网的最低(图3(a))。断块面积0.2km2，反七点井网的采出程度最高，五点和反九点井网的较低(图3(b))。断块面积0.4km2，反七点井网的采出程度最高，五点井网的最低(图3(c))。断块面积1km2，反九点井网的采出程度最高，五点井网的最低(图3(d))。结果表明，随着断块面积增大，注采井网系统越趋于完善，油井数多的反九点和反七点井网开发效果好。反之，随着断块面积减小，五点井网开发效果变好。由于五点井网注水井多，能够使得一对注水井和采油井更大程度地控制破碎的断块。

图3　不同断块面积不同井网形式的采出程度比较

2.3断块长宽比

选取储层渗透率10mD，断块面积0.1km2，井距100～300m的120个方案，根据开发20年的水驱波及面积，计算不同断块长宽比条件下3种井网形式的水驱波及系数，比较其开发效果。长宽比1.0，五点井网水驱波及系数最高，反七点井网次之，反九点井网最低(图4(a))。长宽比大于1.5，反七点井网水驱波及系数最高，五点井网次之，反九点井网最低(图4(b)～(d))。结果表明，断块长宽比越大，反七点井网越适合；而五点和反九点井网适应性越差。

图4　不同断块长宽比不同井网形式的水驱波及系数比较

断块面积0.1km2，水驱波及系数要达到0.8以上，不同断块长宽比的3种井网形式的井距上限如图5(a)所示。长宽比为1.0，五点井网的井距上限为270m。长宽比为1.5、2.0和3.0，反七点井网的井距上限分别为236、200、188m。同理，计算了断块面积0.2km2时不同断块长宽比的3种井网形式的井距上限(图5(b))。长宽比为1.5、2.0和3.0，反七点井网的井距上限分别为300、280、250m。

2.4地层倾角

选取储层渗透率10～100mD，地层倾角0～40°的27个方案，比较底部和顶部2种注水方式开发20年的开发效果。数模结果表明，地层倾角10°是水相重力作用影响的界限，渗透率50mD是底部和顶部注水方式优劣的界限。地层倾角小于10°，2种注水方式的采出程度与无地层倾角时的相差不大。地层倾角大于10°，渗透率10mD时2种注水方式的采出程度逐渐变小；渗透率50mD时，2种注水方式的采出程度基本没有变化；渗透率100mD时，底部注水的采出程度逐渐上升，顶部注水的采出程度逐渐下降。从储层渗透率来看，不同地层倾角，渗透率10mD时顶部注水的采出程度较高，渗透率50mD时底部注水的采出程度略高，渗透率100mD时底部注水的采出程度较高(图6)。

从含水率随采出程度的变化曲线来看，地层倾角小于10°且渗透率小于50mD时，底部和顶部注水2条曲线基本重合，表明开发效果相差不大。地层倾角小于10°且渗透率大于50mD时，底部开发效果较好。地层倾角大于10°，随着渗透率的增大，底部注水的开发效果明显变好(图7(a)、(b))。

图5　水驱波及系数0.8时的井距界限

图6　不同渗透率情况下，采出程度随地层倾角的变化曲线

图7　不同渗透率情况下，含水率随采出程度的变化曲线

图8　井网优化结果示意图

2.5井网形式优化结果

根据以上研究成果，总结井网优化结果如图8所示。断块渗透率较低，宜采用五点井网；渗透率较高，断块面积较大，宜采用反七点井网；断块形态为窄条带形，也宜采用反七点井网。物性较好的窄陡断块，宜采用底部注水方式；物性较差的宽缓断块，宜采用反七点井网。

3实例

3.1断块A

断块A为西倾鼻状构造油藏，走向北东20～30°，呈窄条带状分布，内部被6条北东向小断层切割。含油面积2.3km2，长约6.6km，宽0.3～0.5km。地层倾角22～26°，储层渗透率54.3mD。含油面积内仅能部署2排井，模拟顶部和底部2种注水方案。结果表明，底部注水开发20年采出程度24.7%，比顶部注水的高3.5个百分点。因此，对于窄条带状高陡油藏，宜采用底部注水开发方式。

2009年10月，断块A底部注水井投注，采油井26口，注水井7口。至2014年5月，采油井32口，注水井11口，注采井数比1∶2.9，注水井数明显偏少。注水2个月后，18口油井受效，受效前平均单井日产油10.9t，受效后产量高峰期平均单井日产油16.6t，增幅5.7t。见水时间1～30个月，平均13个月。至2014年5月，平均单井日产油5.4t，采出程度7.1%，含水率30.3%。从初期到目前，含水上升速度每年3.8个百分点，含水上升率4.0%，注水效果较好，说明这类油藏宜采用底部注水方式开发。为进一步提高开发效果，该断块后期可适当增加注水井点，提高注采井数比，扩大水驱波及程度，提高水驱采收率(图9(a))。

3.2断块B

断块B为西倾鼻状构造油藏，走向约北东40°，相对宽缓。含油面积1.6km2，长约2.0km，宽约0.74km。地层倾角为11°，储层渗透率为4.6mD。含油面积内可部署3～4排井，模拟五点、反七点和反九点井网3种方案。结果表明，反七点井网开发20年采出程度为19.8%，比五点井网的高0.8个百分点。结果表明，对于特低渗透宽缓断块油藏，宜采用注采井数比适中的反七点井网注水开发。

2011年6月，断块B的6口注水井投注，采油井14口，注采井数比1∶2.3。至2014年5月，采油井21口，注水井7口，注采井数比1∶3，注水井数明显偏少。注水12个月后，油井受效，受效前平均单井日产油1.9t，受效后产量高峰期平均单井日产油3.3t，增幅1.4t。见水时间平均14个月。至2014年5月，平均单井日产油2.7t，采出程度5.1%，含水率25.9%。从初期到目前，含水上升速度每年3.0个百分点，含水上升率5.1%，注水效果较好，说明这类油藏宜采用反七点井网注水开发。由于目前注采井数比高，为进一步提高开发效果，该断块应增加注水井点，完善反七点注采系统，提高水驱控制和动用程度(图9(b))。