特低丰度油藏水平井开发布井物性界限研究

2019-11-04中国海洋石油国际有限公司北京100028

长江大学学报(自科版) 2019年10期

(中国海洋石油国际有限公司,北京 100028)

梁斌 (中海油研究总院有限责任公司,北京 100028)

刘新光,杨依依 (中国海洋石油国际有限公司,北京 100028)

目标油田A位于非洲北部，埋深大于3500m，地层压力高达56MPa，储层渗透率1～136mD，孔隙度9.3%。A油田地质储量巨大，但油层薄、储量丰度低(小于50×104m3/km2)，为典型的低孔渗、特低丰度异常高压油藏，储层为辫状河沉积，连续性差。由于非洲国家本地化及财税政策的要求，单井钻完井费用高，油田开发面临着井网部署难、经济性差等诸多难题，因此急需开展布井界限研究，以实现最优化布井。

低孔渗、低丰度油藏水平井开发在海外油田中鲜有报道，低孔渗油藏启动压力梯度和应力敏感对油田开发的影响也更多侧重在室内试验研究、影响机理等方面，对于数值模拟中的实现及以此预测布井物性界限研究较少。笔者结合室内物理模拟试验结果，将应力敏感和启动压力梯度对开发效果的影响结合钻完井技术可行性，并将经济评价结果应用到布井下限中，以单井经济累计产量为基础，明确A油田经济开发的物性界限，旨在为地质储层甜点预测明确方向，为开发方案制定提供依据。

1 国内外低孔渗薄层油藏开发现状

辫状河沉积储层预测技术在国内外油田开发中都是个难题，但目前国内外在薄油层中实施水平井技术较为成熟[1～8]。国外已开发油田中，挪威水利公司特罗尔油田利用水平井开发厚度为十几米甚至几米的油层；墨西哥湾利用水平井开发厚度不到3m的气层，在油层厚度不足1m的情况下钻穿150m；美国Alpine油田油层有效厚度14m，储层渗透率15mD，部署超过1500m的长水平井开发，取得了较好的开发效果[9]。

在国内，薄层油藏开发较多[10]，尤其在低丰度、低渗透油藏中大多应用水平井开发，也都取得了不错的开发效果[11，12]。辽河于楼油田驾26断块[13]为沼泽环境的网状河道沉积，单砂体厚度平均4.5m，储层分布不稳定，连通性差，且储层渗透率较低，该油田先打导眼井，相互配合在2.2m油层段实施水平井，试采时6mm油嘴自喷日产超百吨。辽河兴隆台也有薄层水平井开发的先例[14]，该油田在欢2-11-13块平均有效厚度仅3.9m的油层中实施水平井开发，与初始直井开发相比具有单井产能高，产量递减缓慢和无水采油期延长等优点。克拉玛依陆梁油田[15]在油层平均厚度3.5m的区域部署水平井试验区开发，实钻水平段长度320m左右，比直井产能高2.5倍，明显提高了油藏采收率。大庆油田葡萄花油组为储量丰度小于20×104m3/km2的特低丰度薄互层油藏，单井厚度2～6m，单层厚度小于1m；该油田基于已投产水平井百米含油砂岩长度产量贡献值指导超薄层水平井开发，现阶段机采井厚度下限为2.2～2.6m，如采用水平井与直井联合布井开发可使储层厚度下限降低至1m以下[16，17]。

2 考虑应力敏感和启动压力梯度的数值模拟

利用地震和测井资料，结合地质认识建立地质模型，模型网格共256万个，总有效网格24.9万个，网格尺寸平面上为100m×100m，纵向上0.3～1m。应用ECLIPISE软件进行初始化和模型构建、储量拟合及DST拟合工作。模型中流体参数、相渗曲线等基础参数基于A油田试验结果。考虑A油田地质模型网格数较多，选取以探井A-1井为中心的典型区块(网格数41×41×36，有效网格1.2万个)部署2注6采的反九点注采井网开展优化研究工作，方案优化结果见表1。

表1 A油田基础方案优化研究

由表1可知，A油田水平井注水开发效果最好。

不同开发井距对比结果(见图1)表明，随着开发井距的增大，井数减少，平均单井累计产油量增大，但井距超过700m后单井累计产油量增加不明显；结合对该油田河道宽度认识，考虑储层连通性的风险，综合推荐700m井距开发。

不同水平段长度开发模拟结果对比(见图2)表明，随着水平段长度的增加，井数减少且平均单井累计产量增加，水平段长度超过800m后平均单井累计产量增加幅度较小，因此水平段长度以800～900m为宜。

图1 不同开发井距平均单井累计产油量图2 不同水平段长度平均单井累计产油量

2.1 辫状河储层水平井布井方向优化

图3 A油田开发水平井布井方向优选

对辫状河储层，考虑储层连续性的方向，需对水平井布井方向开展优化研究。在相同的地质储量、井数、井距及水平段长度的前提下，对比研究垂直物源方向和平行物源方向部署水平井对开发效果的影响，结果见图3。模拟结果表明，垂直物源方向部署水平井比平行物源方向部署累计产油量增加24.9×104m3，增加累计产量达50.1%。结合油藏沉积展布，证实在辫状河储层中垂直物源方向布井可以增大水平井钻遇有利砂体的几率。因此，在该类油藏中推荐垂直物源方向部署水平井开发。

2.2 考虑应力敏感及启动压力梯度的方案优化

A油田储层渗透率为1～136mD，国内外学者研究表明，低渗储层渗透率随着有效覆压的变化而表现出较强的应力敏感[18，19]。而针对低渗储层数值模拟中是否应当考虑启动压力梯度一直是国内外众多学者争论的热点[20～25]，王晓东等[20]认为在低渗储层开发中存在低速非达西渗流现象，在低渗油田开发中也正是启动压力梯度的存在加剧了压力降落程度，使得“压降漏斗”变小、变尖，其研究证实在启动压力梯度存在的情况下，压力分布曲线与原始地层压力水平线相交，且交角随着启动压力梯度的增大而增加，存在压力扰动外缘，这一现象与低渗油田开发中的规律符合。因此，在A油田的方案优化中，需考虑应力敏感及启动压力在数值模型中的体现，并以此开展方案模拟研究。

2.2.1 应力敏感

对于低渗储层，经公式推导及室内岩心试验回归得到任意初始渗透率与有效覆压之间的关系式[18]为：

(1)

式中：K、K*分别为对应于σ和σ*下的渗透率，mD；σ、σ*分别为有效覆压和初始有效覆压，MPa；pc为储层条件下的上覆压力，MPa；p为孔隙流体压力，MPa；Sp为应力敏感系数，Sp=c(K*)-n(系数c、n与油气藏储层有关，可通过试验测定)。

基于A油田相关参数，开展了室内岩心试验，确定了Sp的数学回归式为：

Sp=0.2415(K*)-0.3109

(2)

由式(1)和式(2)联合可得：

(3)

图4 A油田储层启动压力梯度与渗透率的关系曲线

式(3)为A油田任意初始渗透率与有效覆压的关系式，据该关系式即可方便计算出任意点的渗透率在油气藏开发过程中的变化动态，亦即可求得不同地层压力下的渗透率变化曲线，从而应用在数值模拟当中。

2.2.2 启动压力梯度

基于前人经验，考虑将启动压力梯度应用于A油田的数值模拟研究中。基于A油田实验室岩心测定，得到了低渗储层渗透率与启动压力梯度的关系曲线(见图4)。回归得到启动压力梯度与储层渗透率的关系式为：

y=0.078x-1.567

(4)

在模型中通过对任意相邻网格设置不同的分区，基于试验得到启动压力梯度与渗透率的关系，即可实现数值模拟中体现启动压力梯度对开发效果的影响。

2.2.3 数值模拟结果对比

针对A油田，分别模拟了是否考虑应力敏感和启动压力梯度的油田开发方案，模拟结果见图5。在控制条件相同的前提下，若考虑启动压力梯度和应力敏感，油田开发递减更快，最终累计产油量降低，采收率降低4.1%。这也与前人研究的在低渗油田开发中启动压力梯度的存在将加剧压力降落程度，使得“压降漏斗”变小、变尖结论一致[20～25]。对比模拟结果和相似油田开发实例，基于A油田低孔渗的油藏特征，在油藏方案数值模拟中应当考虑应力敏感和启动压力梯度，这样得到的结果更为合理可信。

图5 启动压力梯度对A油田开发效果影响

3 水平井布井物性下限及开发效果

对水平井布井下限的研究，结合钻完井分别研究了方案优化中的800m长度水平井方案和基于类比对象的Alpine的长水平井方案(2000m水平段长度)。在井距相同的前提下，在A油田部署不同水平段长度的反九点井网，其中800m水平段长度开发部署采油井123口，2000m水平段长度开发部署采油井62口。在考虑应力敏感和启动压力梯度的前提下，开展方案模拟，对比分析开发效果。

A油田埋深超过3500m，2000m水平段钻完井费用为800m水平段钻完井费用的1.3倍。基于经济测算结果，在工程规模恒定、工程投资相同的前提下，800m水平段经济开发的单井累计产油量下限为15.0×104m3，2000m水平段经济开发的单井累计产油量下限为19.5×104m3。分析对比不同方案开发井累计产油量及水平井钻遇储层物性，可得不同方案的布井下限。

800m水平段开发方案中，能够达到经济界限的开发井数共22口，占总井数的17.9%。同时，单井累计产油量和渗透率相对关系明确，按照方案统计，布井区渗透率大于150mD则可实现预期要求(见图6)。

若采用2000m水平段水平井开发，共部属62口水平井，单井累计产油量大于20×104m3的井共有12口，占总井数的19.4%。此外，在现阶段地质认识基础上，800m水平井方案中无产量贡献的井共有12口(射孔段完全位于无效储层中的井)，占总开发井数的9.8%，而2000m水平井方案中仅2口该类井，占3.2%，说明长水平井能够增加有效储层钻遇率，在一定程度上减少无效井，提升经济效益(见图7)。