玛18井区低渗透异常高压油藏开发参数研究

2018-12-04孔垂显

特种油气藏 2018年5期

孔垂显

( 中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000)

0 引言

低渗异常高压砂砾岩储层主要分布在中国新疆地区。与常规油藏相比，低渗异常高压砂砾岩油藏埋藏较深、地层压力高，具有非常复杂和特殊的地质和开发特征[1-3]：初期产量大，递减快，没有稳产期，产能受渗透率、压力敏感性及启动压力梯度的影响较大[4-5]；初期注水比较困难[6]。因此，确定合理的开发方式、使用合理的井网、井距及采用合理的生产参数确保最佳的开发效果是该类油藏开发的关键[7-10]。以艾湖油田玛18井区低渗异常高压砂砾岩油藏的地质特征为基础，结合油井生产实际，利用油藏工程和数值模拟方法对该井区的能量利用方式、能量补充方式、开发井网、井距、生产参数等进行优化，明确玛18井区百口泉组油藏的合理开发技术，为该类油藏高效开发提供理论基础。

1 油藏概况

玛湖凹陷西斜坡区艾湖油田玛18井区位于新疆维吾尔自治区和布克赛尔蒙古自治县境内。玛18井区为东南倾的单斜构造，含油层系为三叠系百口泉组T1b1和T1b2。该井区百口泉组为湖侵退积扇三角洲前缘水下分流河道沉积，垂向上砂体相对分散，砂体厚度稳定，连通性好；平面上2组断裂相互切割形成多个断块，为受断裂控制的岩性-构造油藏。油藏中深为3 753～3 925 m，原始地层压力系数为1.42～1.70，为异常高压、低饱和油藏。T1b2和T1b1油层间隔层发育且稳定，岩性为泥岩，厚度为1.0～8.7 m，同时发育岩性夹层。油藏含油面积为84.5 km2，T1b1和T1b2原始含油饱和度分别为56%、52%；石油地质储量为5 666.05×104t；T1b1和T1b2原始地层压力分别为65.30、59.82 MPa；T1b1和T1b2地层温度分别为92.4、91.3 ℃；T1b1和T1b2地层原油饱和压力分别为25.41、28.81 MPa；原油地下黏度分别为0.44、0.43 mPa·s。T1b1储层平均孔隙度为9.89%，平均渗透率为5.57×10-3μm2；T1b2储层平均孔隙度为9.00%、平均渗透率为1.78×10-3μm2，属特低孔隙、特低渗透性的储集层。玛18井区T1b1和T1b2油层跨度大、层间物性差异大、地层压力差异明显；不同油层产量变化大，T1b1试油期间日产油为6.02～43.49 t/d，T1b2试油期间日产油为2.68～15.18 t/d。综合分析认为，对2套层系采用分层开发方式，即T1b1作为主力开发层，T1b2作为接替开发层。

玛18井区采用直井开发，油井投产需经压裂改造；T1b1层生产能力好于T1b2层；断块间产量差异大；产量递减快，压力下降快，气油比变化不大；油井产量主要受油层厚度、储层物性及改造规模的影响。目前，玛18井区处于开发早期阶段，对油藏整体开发技术参数缺乏系统论证，亟待解决开发此类低渗异常高压油藏开发方案设计的关键参数，如开发方式、井网、井距及注采参数等。

2 开发方式优选

玛18井区为低饱和异常高压油藏，其地饱压差大，岩石和流体的弹性能量大，储层具有中等的非均质性、盐敏性和应力敏感性。为充分利用地层能量最大限度提高采收率，运用溶解气驱采收率预测公式、俞启泰及陈元千水驱采收率预测公式[11-14]，对此异常高压油藏的开发方式进行预测。计算结果表明，T1b1和T1b2层水驱采收率比“弹性+溶解气驱”采收率分别高10.66、7.74个百分点(表1)。此外，由于油藏初期地层压力高，注水难度大，为了降低注水成本，建议油藏初期采用衰竭式开采方式，当地层压力降低至饱和压力以下时，在合适的时机选择注水开发，进一步提高采收率。

表1 玛18井区井百口泉组油藏天然能量采收率计算

3 油藏数值模拟研究

3.1 油藏数值模型建立

结合玛18井区的T1b2和T1b1层典型地质特征参数和开发现状，选取面积为1 200 m×1 200 m，垂向厚度为25 m的区域作为研究工区，建立X×Y×Z=1 200 m×1 200 m×25 m的网状地层格架模型。X方向上的长度为25 m，共41个网格；为了考虑压裂情况，沿Y方向均以油井为中心，向两侧按1∶2∶4∶8……的比例进行局部加密，共97个网格；Z方向上网格长度均为5 m，共5层、共20 000个网格。将玛18井区的构造和属性模型导入Eclipse软件，建立数值模拟模型，为生产动态研究提供依据。此外，模拟涉及的流体PVT参数、相渗曲线及毛管压力曲线等采用现场实际岩心测试值。

3.2 井网形式优选

鉴于玛18井区地层压力系数高，开发早期先采用衰竭式开发，再选择合适的时机注水补充地层能量，开发井网主要考虑满足早期大规模压裂投产及后期油藏能量补充需求[15]。由上述静态模型为基础，建立玛18井区菱形反九点井网、正方形井网和矩形五点井网的数值模型(图1)。

图1 不同井网形布井方式

模拟不同井网20 a后的结果表明：从采出程度上来看，3种井网的采收率相差不大，采收率为24%～25%。从含水率上来看，在前期菱形反九点井网明显低于正方形反九点井网和矩形五点井网；后期注入水突破后，由于菱形反九点井网排距较小，含水上升较快，菱形反九点井网的含水率为95.00%，高于反九点井网的含水率87.52%，但其含水率始终低于矩形五点井网97.50%。3种井网的数值模拟结果表明，相同时间段内，菱形反九点井网的驱替效果好，油井见水时间晚，无水采油期长，采出程度较高，推荐采用此井网形式。

3.3 合理注采井距

根据采油速度法、储量丰度法、非线性渗流藏工程方法[16-21]，计算玛18井区的合理井距。同时在玛18井区静态模型上，分别建立250、300、350 m的菱形反九点井网进行数值模拟研究。数值模拟结果表明，从采出程度上来看，井距越小，采收率越高；从含水率上来看，300 m与350 m井距均有较长的无水采油期。井距过小导致含水上升过快，井距过大导致采出程度较低，确定合理井距为300 m。数值模拟计算结果和油藏工程方法计算结果有较好的匹配性(表2)。

表2 不同方法计算的井距

4 油藏工程优化

在油藏数值模拟的基础上，以前述开发方式和优化井网、井距建立数值模型，采用单变量法对注水时机、上返时间、配产、注采比等影响异常高压油藏开发的关键生产参数进行优化研究。

4.1 合理注水时机

据玛18井区的应力敏感测试结果可知，注水时机应早于研究区的临界压力系数1.25。从采出程度来看，注水时机在地层压力系数为1.3和1.6时，采出程度基本一样。从含水率来看，对比地层压力系数为1.3时，注水偏早(地层压力系数为1.6注水)，将会缩短无水采油期，前期含水率较高；注水偏晚(地层压力系数为1.0注水)，无水采油期大致一样，但在相同采出程度下，含水率偏高。因此，合理注水时机选择为地层压力系数降为1.3时(对应地层压力50 MPa)进行注水，有较高的采出程度、较长的无水采油期和较低的含水率(图2、3)。

4.2 合理上返时机

玛18井区由于油藏埋藏深、油层跨度大、层间物性差异大、压力差异明显、单层有效厚度薄，为了有效开发可将T1b1作为主力开发层，T1b2作为接替进行开发。设计方案分别是第9、12、15 a进行上返的3个方案，模拟结果见图4和图5。

图2 不同压力系数注水开发采出程度与时间关系

图3 不同压力系数注水开发含水率与时间关系

图4采出程度、日产油量与生产时间关系

图5含水率与生产时间关系

上返后日产油量增加，采油速度明显提高，但不同上返时机最终采出程度有差异，从第9 a开始上返的最终采出程度为26.07%，从第15 a上返的最终采出程度为26.88%，均低于在第12 a上返的采出程度26.98%。从含水率上来看，上返时间越晚，模拟生产20 a含水率越低。综合考虑第12 a开始上返采出程度较高、可获得较好的开发效果，因此,建议在第12 a开始上返。

4.3 合理配产研究

单井产量分别为8、9.5、11 t/d的模拟结果见表3。从采出程度上来看，当日产油量为11 t/d时，前期采油速度较快且采出程度较高，但最终采出程度为23.21%；当日产油量为8 t/d时，前期采油速度较慢且采出程度明显偏低，最终采出程度为20.38%；当日产油量为9.5 t/d时，前期采油速度较快且采出程度最高，最终采出程度为24.52%。从含水率上来看，日产油量越大，含水率越高。当日产油量为9.5 t/d时，有较高的最终采出程度，并且含水上升趋势得到一定的抑制，综合分析其为合理产量。

表3 菱形反九点井网不同采油量开发指标对比

4.4 合理注采比

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况，反映产液量、注水量与地层压力之间关系的一个综合性指标[22]。注采比过大，导致注入量增大，地层平均压力上升，造成注水困难，从而使单井注水量逐渐减小，影响水驱开发效果；注采比过小，地层亏空严重，由于低渗透油藏储层岩石存在应力敏感性，导致储层有效渗透率逐渐降低，进一步影响单井产能。当注采比在1.2时有一定维持地层压力的能力，20 a后最终采出程度最高。

采油量按单井设计产能9.5t/d计算，考虑到菱形反九点井网有转成矩形五点法井网的可能，按菱形反九点井网和矩形五点法井网计算在含水率10%时，给出不同注采比情况下注水量结果(表4)。