海上中轻质大段合采油藏射孔方案优化与应用

2017-03-02吴小张阳晓燕张占华温慧芸

石油地质与工程 2017年1期

关键词：底水射孔油水

吴小张，阳晓燕，张占华，温慧芸，张博

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

海上中轻质大段合采油藏射孔方案优化与应用

吴小张，阳晓燕，张占华，温慧芸，张博

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

对于海上边底水能量较活跃的中轻质大段合采油藏，常因避射厚度不当引起底水锥进，影响油田开发效果。针对该问题，以渤海K油田为例，应用油藏数值模拟方法，分析了油井距内含油边界水平距离、油层底部距油水界面垂向距离、油层厚度、原油黏度、渗透率级差等因素对油层避射厚度的影响。研究表明，对于渤海中轻质油藏，随着黏度增加，避射厚度增加，当油井距内含油边界大于100 m时不需要避射；当原油黏度小于5 mPa·s时，最佳避射厚度为3 m。首次形成了一套渤海中轻质油藏射孔方案图版，该图版对指导类似油田的合理开发具有重要意义。

射孔方案；避射厚度；渗透率级差；中轻质油藏；渤海油田

渤海南部区域，地质情况极为复杂，且边底水油藏较为发育。在前期开发中，合理编制射孔方案对保证油田高效开发具有重要意义[1]。油井的合理避射厚度对高效开发边底水油藏具有重要作用[2-6]，避射油层厚度过大，影响油层动用程度，且底水能量不能充分利用，降低单井产能；避射厚度过小，将引起水窜，油井过早水淹，抑制累产油量[7]。然而针对中轻质油藏射孔方案的研究，文献鲜有论述，且未考虑油井所处部位、油层厚度、原油黏度、渗透率级差等多因素对射孔开发效果的影响。本文在考虑上述因素的基础上，应用数值模拟方法，以渤海南部K油田为例，针对油井的合理避射厚度开展研究，并形成了一套适合海上中轻质大段合采油藏的射孔方案图版，为类似中轻质油藏射孔方案优化提供了参考。

1 油藏基本特征及数值模型的建立

渤海K油田位于渤海南部海域，平均水深19.8 m，油藏埋深1 400 m，纵向油层层数多，单层厚度薄。单层地层平均渗透率736.6×10-3μm2，平均孔隙度31.6%，属于高孔高渗储层；地下原油黏度为1.33～3.64 mPa·s，地面脱气原油密度为0.828～0.872 g/cm3，属于轻质油藏，该区块以边水油藏为主，部分为底水油藏。

应用油藏数值模拟方法，采用Schlumberger公司的Eclipse黑油模型进行模拟计算。基本地质模型选取油田实际模型，该区块在纵向上层数较多，平面网格为50 m，纵向网格为1 m，模拟网格总数2 841 792个，油水和油气相对渗透率曲线以及流体的高压物性都是采用该油田的实际资料。

本次模拟的标准模型采用地质模型中所描述的全套参数。研究分析油井距内含油边界距离、油层底部距油水界面垂直距离、油层厚度以及原油黏度在不同情况下，油井的避射厚度对油藏开发效果的影响，还对主要参数进行了分析研究。

2 射孔方案优化研究

2.1 油井与内含油边界水平距离的影响

若射孔方案中油井避射厚度不当，会引起边水突进较快，影响油田开发效果。通过数模计算出油井距内含油边界水平距离为50 m，80 m，100 m，120 m，150 m五种情况下，油井避射情况与开发效果的关系(图1)。模拟结果表明，对于中轻质大段合采油藏，当油井距离内含油边界大于100 m时，不避射，累产油量最多；当油井距离内含油边界的距离小于100 m时，油井需要避射，且随着距离的减少，最优避射厚度逐渐增加。

2.2 油层底部与油水界面垂直距离的影响

在油井距内含油边界水平距离小于100 m的情况下，分别模拟了油层底部距油水界面的垂向距离为0 m，1 m，2 m，3 m，4 m，6 m六种情况下的避射效果(图2)。模拟结果表明，对于原油黏度小于5 mPa·s的轻质油藏，当油层底部距油水界面垂直距离大于等于3 m时，不避射，累产油量最高；当垂向距离为0 m时，避射3 m，开发效果最好；垂向距离为1 m时，避射2 m；垂向距离为2 m，需避射1 m。总的来说，针对黏度小于5 mPa·s的轻质油藏，最优避射厚度为3 m。

图1 油井距内含油边界不同距离下累产油量与避射厚度的关系

图2 油层底部与油水界面垂直距离不同情况下累产油量与避射厚度的关系

2.3 油层厚度的影响

该类储层由于纵向上油层层数多、单层厚度薄、纵向非均质性强，极易见底水。因此需针对该类储层射孔下限进行研究。研究方案分别模拟了油层厚度为2 m，3 m，4 m，5 m四种情况(图3)。研究结果表明，若底水油藏厚度小于3 m，射孔后，底水快速锥进，开采初期含水率达到80%，采收率仅为4%，低于渤海油田目前的经济极限值[8]；此类油层没有开采价值，因此小于3 m的底水薄油层不射开。

图3 采收率与不同油层厚度的关系

2.4 隔夹层的影响

模拟计算了有隔夹层和无隔夹层两种情况(图4)。模拟结果表明，有隔夹层时，含水上升缓慢，累产油量较高；而无隔夹层时，油井投产后快速见水，水窜明显，累产油量低。主要是因为复杂断块油田一砂一藏的特征比较明显，隔夹层几乎整体覆盖在底水上部，有效抑制了底水锥进。因此，在油井钻遇的储层中，若射孔井段底部与油水界面之间有泥质夹层存在，则泥质夹层不射开，泥质夹层的存在对抑制底水锥进十分有利，当泥质夹层厚度大于1 m时，可适当减少油层避射厚度。

图4 有、无隔夹层情况下含水率与时间的关系

2.5 原油黏度的影响

结合渤海南部各油藏的实际特征，模拟计算了原油黏度分别为2，5，8，15，20，30，40 mPa·s七种情况下的开发效果(图5)。模拟结果表明，随着原油黏度的增加，最优避射厚度逐渐增大。这是由于随着原油黏度的增加，底水锥进的现象越明显，需避射的油层厚度越大。总体来看，原油黏度小于5 mPa·s时，需要避射3 m；原油黏度为5～20 mPa·s时，需要避射4 m；原油黏度为20～40 mPa·s时，需要避射5 m；同时结合渤南区域正处于开发中的油田，此规律是符合海上油田注水开发特征的[9-10]。

图5 不同原油黏度下累产油量与避射厚度的关系

2.6 渗透率级差的影响

针对该类储层上述特点，模拟计算了不同渗透率级差条件下，射开多层合采各层产能与高渗层单采的对比。结果表明：渗透率级差控制在6.0以下可以减小合采层间干扰的影响(图6)。同时，通过分析渗透率级差对多层油藏合采与分采开发效果的对比，可以看出，合采条件下，对低渗层的采出程度影响较大，高低渗层采出程度差异比分采条件下的差异大(图7)。因此，对于射孔方案来说，要采取“抓大放小”的策略选择性地射孔，避射部分低渗层，同一防砂段内渗透率级差应控制在6.0以下，以便减小层间干扰，充分释放油层产能。