HZ油田特低渗油藏压裂后有效开发研究与应用

王 磊

中石化江苏油田分公司勘探开发研究院,江苏 扬州 225009



HZ油田特低渗油藏压裂后有效开发研究与应用

王 磊

中石化江苏油田分公司勘探开发研究院,江苏 扬州 225009

为了解决HZ油田特低渗油藏在开发过程中存在的自然产能低、产量递减快、常规开采方式无法实现经济有效开发的问题，以数值模拟为手段结合现场开发试验,主要从合理注水时机、周期注水、注气开发等方面开展综合研究,确定合理注水时机为超前6个月注水,合理周期注水方式为短注长停不对称型周期注水,注水效果差的油藏有效开发方式为注气开发。从现场实践来看,已经取得一定的效果,为该地区同类型特低渗油藏的经济有效开发提供了技术支撑。

特低渗油藏；注水时机；周期注水；注气开发

0 前言

HZ油田特低渗油藏地质上具有“深”“细”“薄”“散”等特点,主要表现为:油藏埋深大,油藏埋深多在3 000 m 左右;孔隙、喉道细小,主要喉道半径为0.66～2.0 μm,孔隙之间连通性差;砂体厚度薄,砂层厚度一般为2～6 m;油层纵向、平面分布零散,平面上面积小,连通性差。油藏流体渗流表现为非达西渗流,普遍存在启动压力梯度[1-2]。

目前在开发过程中主要存在以下问题:天然能量不足,产量和一次采收率低;注水井吸水能力低,注水压力高,随着注水时间的延长,甚至注不进水;注水效果普遍较差,对应油井低压低产现象严重;注水后部分油井水窜严重,稳产难度很大[3]。

为了实现HZ油田等特低渗油藏的经济有效开发,以实际区块H 17断块为研究对象,利用PETREL建模软件采用20 m×20 m的网格系统建立了维数为138×60×27,共计22.4万个网格的角点网格模型,并结合现场开发数据、物性参数、相渗曲线等,通过数值模拟软件ECLIPSE模拟运算拟合了模型的地质储量、产油量和综合含水。在此基础上,开展了特低渗油藏的合理注水时机优选、周期注水参数优化、注气开发效果等多个方案的设计、模拟及预测研究,有针对性地提出了适合该地区特低渗油藏的有效开发方式,为下一步改善开发效果提供了合理依据[4-6]。

1 合理注水时机研究

为了进行合理注水时机研究,在H 17断块模型中选取了1个五点法注采井组模型开展研究,包括4口生产井,1口注水井,共设计5个不同注水时机的预测方案,依次为超前注水(6个月、12个月);同步注水(油水井同时开始生产);滞后注水(6个月、12个月),预测投产24个月的开发效果[7-13]。

图1 不同注水时机的日产油量对比曲线

从不同注水时机的日产油量对比曲线(图1)可见,超前注水日产量高于同步注水和滞后注水的日产油量。随着开发时间的延长,不同注水时机的日产油量呈递减趋势,但随着超前注水时间的增加,注水成本不断增加,因此,必须在最小注水成本下,达到最大增油幅度,可见合理超前注水时机为6个月。另外,从不同注水时机的阶段采出程度对比(图2)可见,超前注水阶段采出程度高于同步注水和滞后注水,随着超前注水时间的增加,阶段采出程度增加,但增加幅度变缓。

图2 不同注水时机的阶段采出程度对比

2 周期注水方式研究

特低渗透油藏有些天然微裂缝发育,加之部分油水井经过压裂改造,使油藏形成了渗透率差别较大的高低渗透层段,经过长期连续注水开发,易形成相对固定的注采对应关系,注入水沿着高渗透层段率先到达采油井底,大大降低了水驱油效率。为打破原有油水相对平衡分布,改善注水效果,以H 17断块油藏三维地质模型为基础,开展了周期注水参数优化研究[14-20]。

2.1 注水周期频率优化

以γ表示降压和升压的半周期比,分别做γ=1、γ<1、γ>1时的周期注水模拟计算。

γ=1时(对称型):设计了注15 d停15 d、注30 d停30 d、注45 d停45 d、注60 d停60 d四类不同注水周期进行模拟计算(表1),模拟计算时间为510 d。

表1 γ=1时(对称型)周期注水效果对比表

类型注15d停15d注30d停30d注45d停45d注60d停60d采出程度/(%)16.6716.7716.8616.71含水/(%)69.581.774.279最终采收率/(%)25.2125.7426.3825.03

对称周期注水时,短注短停效果略好,原因是形成的脉冲较多,有利于弹性力的更多发挥。但周期低于某一值时,效果反而变差,原因是周期太短,不能建立足够的压差,不能发挥毛细管作用。

γ<1时(短注长停不对称型):设计了注15 d停60 d、注15 d停45 d、注15 d停30 d三类不同注水周期进行模拟计算(表2),模拟计算时间为510 d。

表2 γ<1时(短注长停不对称型)周期注水效果对比表

类型注15d停60d注15d停45d注15d停30d采出程度/(%)16.5616.9617.21含水率/(%)68.574.780.5最终采收率/(%)28.5527.6026.70

不对称周期注水短注长停时,在注水时间相同的条件下,注水井停的时间越长效果越好。说明由于停注时间长,充分发挥了毛细管渗吸作用,使效果变好。

γ>1时(长注短停不对称型):设计了注30 d停15 d、注45 d停15 d、注60 d停15 d三类不同注水周期进行模拟计算(表3),模拟计算时间为510 d。

表3 γ>1时(长注短停不对称型)周期注水效果对比表

类型注30d停15d注45d停15d注60d停15d采出程度/(%)17.2116.4616.33含水率/(%)82.379.880.2最终采收率/(%)26.8922.421.6

不对称周期注水长注短停时,在停注时间相同的条件下,注水井注水时间越长效果越差。说明注水时间越长,越接近于连续注水的情况,毛细管力和弹性力均不能充分发挥作用,因而效果差。

对比γ<1、γ=1、γ>1最终采收率可知,短注长停不对称型的周期注水效果较好。

2.2 连续注水转周期注水时机优化

表4 不同含水率下连续注水转周期注水效果对比表

转周期注水时含水率连续注水fw=0fw=50%fw=70%fw=90%采出程度/(%)20.8920.55221.54621.4220.97含水/(%)92.192.891.792.392.9最终采收率/(%)24.925.2225.4125.3525.23

模拟表明,越早采用周期注水,即在较低含水饱和度下进行,对注水过程的强化越有利。

2.3 周期注水现场实施效果分析

在HZ油田H 17断块优选了H 17-10井组开展周期注水试验,试验井组提液稳油效果明显。从现场实施效果可以看出,注水井H 17-10井停注一段时间后恢复注水(图3),对应的油井产液量由8.7 t/d恢复到14.8 t/d,产油量恢复到2.3 t/d,动液面升高(图4)。

图3 H 17-10井注水曲线

图4 H 17-17井生产曲线

3 注气开发方式研究

特低渗透油藏注水开发过程中存在渗流阻力大、注水压力高、驱油效果差等诸多问题。近年来的研究发现,注气开发有利于解决上述问题[21-22]。根据国外70多个油田统计情况看来,对于特低渗透油田,注气(尤其是CO2驱油)是改善开发效果和建立有效驱动体系的主要技术措施。CO2驱油机理主要是降低原油黏度,改善油水流度比,使原油膨胀,乳化作用及降压开采。

采用数值模拟软件ECLIPSE中的组分模型进行CO2驱油数值模拟研究,设计了CO2驱、水驱、衰竭式开采等三种不同开发方式,数模结果(图5)表明,衰竭式开采阶段采出程度非常低,注水开发阶段采出程度较高,而注CO2比注水的驱油效果要好,阶段采出程度最高。

在理论研究的基础上,目前已在现场优选了H 26-3井开展CO2吞吐试注(图6),对应监测井H 26-10井在CO2吞吐前日产液2 t,日产油1.9 t;在实施CO2吞吐后,产液和产油明显上升,日产液上升到5.7 t,日产油上升到5.5 t(图7),产量提升效果明显。

图5 不同开发方式数值模拟方案对比曲线

图6 H 26-3井CO2吞吐状况图

图7 H 26-10井生产曲线

4 结论

1)通过合理注水时机模拟研究认为,采用超前6个月注水保持地层压力,可以降低压敏现象对油田开发的不利影响，同时建立有效驱替压力系统,提高单井产量和最终采收率。

2)通过周期注水模拟研究认为,短注长停不对称型周期注水方式提升采出程度效果最好,而且从HZ油田实际断块的周期注水试验井组开发效果来看,已经取得一定效果。

3)通过注气开发方式模拟研究认为,对于注水后难以建立有效驱动压差的特低渗油藏可以考虑注气(注CO2)开发,从目前HZ油田实际断块试验井组注气开发试验效果来看,注气开发初见成效。

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2016-01-22

王 磊(1985-),男,山东临沂人，工程师,硕士,主要从事油气田开发与油藏数值模拟研究工作。

10.3969/j.issn.1006-5539.2016.04.011