渤海湾裂缝性稠油油藏布井方式研究

2016-12-20丁祖鹏焦松杰刘新光

特种油气藏 2016年5期

关键词：定向井井网水井

李南，丁祖鹏，焦松杰，刘新光

(中海石油(中国)有限公司北京研究中心，北京 100027)

渤海湾裂缝性稠油油藏布井方式研究

李南，丁祖鹏，焦松杰，刘新光

(中海石油(中国)有限公司北京研究中心，北京 100027)

渤海湾裂缝性稠油油藏拥有储层裂缝发育、流体黏度大、弱底水等油藏特征，世界范围内尚无此类油藏的开发经验。基于油藏地质特征，建立了大尺度仿真物理模拟模型，真实模拟地下流体在裂缝性双重介质中的流动。采用物理模拟和数值模拟相结合的手段，分别对比了水平井立体注采井网和水平井定向井混合立体注采井网的开发效果。研究表明：水平井侧底注水开发效果最好，采出程度比其他注水方式高1.2个百分点，累计产油量最高，综合含水最低，波及效率最高。该研究对此类油藏合理开发具有一定的借鉴意义。

裂缝；稠油；注采方式；物理模拟；数值模拟；渤海油田

1 地质概况

目标油田位于渤海东部海域，平均水深为29.9 m。研究区为中生界花岗岩侵入体，油藏为块状油藏，储量超过1×108m3。原油地下黏度为104～205 mPa·s，基质渗透率极低，平均为1.26×10-3μm2；裂缝渗透率试井解释为69.00×10-3～298.00×10-3μm2，裂缝储量与总储量之比平均为17.5%。由于目标油田存在稠油、裂缝、花岗岩基质及位于海上等特点，使其开发面临极大挑战[1-3]。

2 大尺度物理模型建立

2.1 模型制作所需材料

选取的渗流介质物性与实际油藏相似，岩块粘连及模型密封采用环氧树脂材料，采用外径为6 mm、内径为4 mm的聚氯乙烯透明管材模拟裸眼井筒，挑选的天然岩石露头经过去粗取精处理后，加工成为7 000块5 cm×5 cm×5 cm的正方体岩块。

2.2 模型建立过程

①对加工好的正方体岩块进行排列和粘连。如图1所示，按照储层实际裂缝密度与裂缝方向对正方体的6个面进行粘连处理，如果2块岩块间没有裂缝则用环氧树脂粘连，如果存在裂缝则采用一定粒径的玻璃珠填充而不粘连；②预先设计好井位，对需要打井的岩块先钻孔，再粘连；③粘连完毕后，用环氧树脂胶对模型外表面进行密封，等胶彻底凝固后，再密封一层，如此反复共密封3层，目的是保证模型外表耐压性，以免在实验过程中损坏；④密封完成后，在指定位置打饱和孔，并连接饱和管线；⑤确定管线与模型密封性能良好，无漏气、漏液现象，模型制作完毕。该模型尺寸为1.0 m×1.0 m×0.5 m，井筒半径为0.3 cm，最终粘连了4 851个岩块。

图1 大尺度物理模型

3 合理布井方式物理模拟研究

3.1 水平井立体注采井网

模型的井网单元中有1口水平注水井、2口水平采油井，采油井位置不变，注水井位置不断发生变化，分别为中部注水、中底注水、侧中注水、侧底注水。如图2所示，红色O1、O2井为生产井，蓝色W1、W2、W3、W4井为注水井。

图2 水平井立体注采井网示意图

实验前应用相似准则将实际油藏参数及开发制度转化为模型参数，其中模型注采压差为0.3 MPa，注水井最大注入速度为50 mL/min，对应实际油藏中的最大产液量为500 m3/d；生产井最大采液速度为25 mL/min，对应实际油藏中最大注入上限为1 000 m3/d，经过30 h(对应实际开采时间为30 a)，不同布井方式下开发效果如表1所示。对比4种不同布井方式下的开发效果，目标油田油水黏度比高达270，较大的油水黏度比导致油水渗流阻力差较大，水极易通过主流线裂缝窜进，致使无水采油期较短，无水采油量较低，大部分原油均在高含水期采出。4种井网的无水期采油量由小到大依次为：侧中注水、中部注水、侧底注水、中底注水。侧中注水与侧底注水布井方式下，由于O1井距离注水井过近，见水较早。

表1 不同注水井位开发效果对比

随着开发的进行，油藏整体渗流阻力明显下降[4-6]，各井很快转为定液量生产，在相同的注采液量条件下，井距越大，水上升速度越低，产油速度相对较大。开发后期，中底注水的O1、O2井以及侧底注水的O2井均保持了较高的产油速度。投产30 h后累计产油量由小到大依次为：侧中注水、中部注水、中底注水、侧底注水。由物理模拟可知，水平井侧底注水开发效果最佳，开采30 a时采出程度约为11.3%。

3.2 水平井定向井混合立体注采井网

模型的井网单元中有1口定向注水井、2口水平采油井，采油井位置不变，注水井位置及注水层位不断发生变化，分别为定向井正对全井段注水、定向井交错全井段注水、定向井交错底部注水。如图3所示，其中红色O1、O2井为生产井，蓝色W1、W2、W3井为注水井。

图3 水平井定向井立体注采井网示意图

通过改变注水井位置及注水层位，进行了3组驱替实验。生产制度均为定压生产，注采压差为0.3 MPa，设置注水井最大注入速度为50 mL/min，设置生产井最大采液速度为25 mL/min。

通过模拟发现，由于油水井间距较小，定向井正对注水开发效果明显低于定向井交错注水，因此，最终对比定向井交错底部注水、定向井交错全井段注水与水平井侧底注水3个方案的开发效果，发现底部注水可有效利用重力分异作用，延缓含水上升速度。

如表2所示，模拟实验时间为20 h，水平井侧底注水采出程度比定向井交错注水高1.2个百分点，表明底部注水可以有效延缓水淹速度，提高波及体积，从而有效提高采收率。由于定向井方案开发效果均远不如水平井侧底注水，海上油田开发还受到平台规模的影响，为达到少井高产的目的，故采用水平井侧底注水井网作为最佳布井方式。

表2 不同注采井网方式开发效果对比

4 合理布井方式数值模拟研究

以目标油田实际地质模型为基础，设计了中底注顶采、侧底注顶采、顶注顶采和中注中采等4种注采布井方式。由于物理模拟结果中水平井注水开发效果明显优于定向井注水开发效果，因此， 4种布井方式均采用水平井，其中注水井为5口，采油井为15口。各井最大产液量设定为500 m3/d，最大注入上限为1 000 m3/d，通过注采平衡控制各井产量，模拟开发20 a，模拟结果如表3所示。

表3 不同布井方式数值模拟结果

由表3可知，侧底注顶采方案的累计产油量为370×104m3，综合含水为94.1%，波及效率最高，开发效果最优，与物理模拟实验结果吻合，最终推荐目标油田采用侧底部注水顶部采油的开发方式。顶注顶采及中注中采开发效果较差主要原因在于油藏中下部储量较难波及，动用程度较低，中底注顶采油布井方式开发效果较差的主要原因为其注采井数比为1∶1，相同注入量下，中底注顶采布井方式下的采油井含水上升相对更快。通过数值模拟与物理模拟方法共同印证了水平井侧底注顶采的布井方式为目标油田合理的布井方式，为该油田合理经济开发奠定了基础。