低渗透油藏加密井评价与加密技术界限计算方法<br/>——以鄂尔多斯盆地盘古梁长6油藏为例

低渗透油藏加密井评价与加密技术界限计算方法
——以鄂尔多斯盆地盘古梁长6油藏为例

2021-08-11高占武杨林锦杨学峰雷启鸿罗汉昌

科学技术与工程 2021年20期

高占武, 杨林锦, 杨学峰, 雷启鸿, 王凯, 罗汉昌

(1.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，银川 750006； 2.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

近年来，低渗透油藏通过注水技术实现规模有效的开发，产量持续增长，其在油气总产量中所占比例越来越大[1]。目前中国部分低渗透油藏处于注水开发的中后期，综合含水率高，含水上升速度快[2]。井网加密调整可以有效降低含水率，改善水驱动用程度，是低渗透油藏生产中后期控水稳油提高油藏采出程度的重要手段[3-5]。

但是在同一油藏中采用类似的加密方式下，不同加密井间的生产动态仍具有很大的差异，需要一套方法评价加密井的生产效果。在以往的油藏加密效果评价研究中，往往采用油藏工程方法或数值模拟方法优选井网加密调整方式，分析油藏加密调整后油藏整体的开发效果[6-8]。曹仁义等[4]利用数值模拟方法优选了加密井网和注入时机。田文博等[9]根据低压物理模拟系统，研究不同压裂裂缝穿透比、井排距对注采井网开采效果的影响。谢伟伟等[10]基于非达西渗流特征以及流管法原理，推导了各向异性低渗透油藏考虑启动压力梯度的五点井网油井见水时间理论表达式。但是这些方法均缺少实际油藏数据的验证和加密井单井生产状况评价。在井网加密技术界限方面，中外研究人员一直重视低渗透油藏井网部署的研究，包含低渗透油藏部署的各个方面：合理井网形式、合理井排距、合理井网密度、井网与裂缝匹配程度等[11]。殷代印等[6]从实际生产框框出发，在计算满足低渗透油藏合理井数比的基础上，利用数值模拟方法优选不同加密方案；刘峰等[12]根据流管法原理推导了各向异性油藏菱形反九点井网开发合理井排距计算公式；赵继勇等[13]运用聚类分析法和灰色关联法定量评价低渗油藏合理井网形式适应性。但是关于加密时机对加密效果影响的研究很少。

为此，分析鄂尔多斯盆地盘古梁长6油藏2007年至今加密井实际生产情况，确定标准，将加密井划分为4个生产动态模式：高产见效型、高产递减型、低产不见效型和高含水型，用以评价加密井单井生产情况。利用数值模拟方法定量研究了两个人为可控因素(加密井网和加密时机)对低渗透油藏加密效果的影响，对比各因素对加密效果影响程度的大小。在此基础上利用油藏工程方法分别推导了低渗透油藏极限加密井距和加密时机的计算方法。

1 加密井生产动态评价

盘古梁长6油藏自2007年起开始加密，主要分为3个阶段分别对油藏西南部，中部和东北部进行加密，各区域加密方式如表1所示。加密井区均为单方向见水，西北部井区、中部井区和东北部加密井分别集中在2011—2012年、2016—2017年、2018—2019年投产。各区域均由原本的矩形井网转变为菱形反九点井网，然后进行加密配合转注形成交错排状井网。

表1 各区域加密概况

加密井的生产情况随时间而变化，为了方便比选，选取2个时间点(投产初期和生产5年后)的4个参数作为加密井生产动态模式划分。部分加密井投产时间晚，未能生产5年，该类加密井第二个时间点数据使用目前最新数据。4个参数中投产初期产液量受加密井改造程度、储层物性及地层能量保持水平影响；初期含水率反映储层油水分布情况；5年后产液量反映油井受效情况；5年后加密井含水率反映水驱波及情况。通过聚类分析，可以得到表2的划分标准。

按照表2标准可以将加密井生产动态模式划分为：加密效果好：高产见效型加密井；加密效果一般：高产递减型加密井；加密效果差：低产不见效型加密井和；加密效果差：高含水型加密井。盘古梁长6油藏各区域的加密井生产模式划分情况如图1所示，可以看出：同一油藏加密井生产效果也存在较大差异；中部井区加密效果好的加密井所占比例较大；高含水型加密井所占比例：东北部井区>中部井区>西南部井区，与加密时机存在相关性。

图1 不同生产动态模式加密井分布

表2 加密井生产动态模式划分标准

2 影响加密效果可控因素定量分析

储层性质、井间连通性、加密井网和加密时机都会对加密井的生产情况产生一定的影响，其中加密井网和加密时机是人为可控的影响油藏加密效果的因素。这里依据盘古梁长6油藏基本参数建立数值模拟机理模型，分析影响加密井生产效果的两个可控因素(加密井网和加密时机)，为加密技术界限分析提供基础。

2.1 模型建立

油藏基本参数如表3所示[14]，基础模型为菱形反九点井网(500 m×180 m)，为消除边界效应的影响，模型包括5个完整井组，中间井组为主要研究对象，通过改变网格渗透率等效水力压裂裂缝，数值模拟模型网格情况和井位如图2所示，网格为160×100×1，尺寸为12.5 m×8 m×20 m，图2中O为生产井，W为注入井。相对渗透率曲线由全区数值模拟模型历史拟合生产数据得到。生产井和注水井均采用定井底流压生产，模拟生产井生产动态情况和递减模式与盘古梁长6油藏生产井一致，模型适合盘古梁长6低渗透油藏研究。

表3 油藏基本参数

图2 数值模拟模型网格

为研究加密井网和加密时机对加密效果的影响，这里分别设计了2组方案。第1组方案主要研究加密井网对加密效果的影响，包括以下具体方案，各方案井网形式如图3所示：①方案1：基础方案，菱形反九点井网模拟生产30年；②方案2：生产15年时进行井网加密，形成更小井距的矩形反九点井网继续生产15年；③方案3：生产15年后在菱形反九点井网的两口边井中间钻一口加密井，缩小井距，配合老井转注形成沿主向的交错排状井网；④方案4：生产15年后均匀打加密井，配合老井转注形成更小排距的交错排状井网；⑤方案5：在方案3的基础上，在两边井之间打两口加密井；⑥方案6：在方案3的基础上，将定向井转变为大斜度井。

图3 不同方案加密井网

第2组方案用来研究不同加密时机对加密效果的影响，基本加密井网与第1组方案中的方案3一致，但是设置不同的加密时机，分别在生产5、10、15、20、25年后进行加密。

2.2 加密井网对加密效果的影响

第1组各方案数值模拟结果如表4所示，其中加密井初期产量为加密井投产前3个月产量的平均值，初期含水率为投产后第3个月的含水率，这里的加密井初产均为中间井组加密井的数据。

表4 数值模拟结果

2.2.1 井距

方案2、方案3均为在原本菱形反九点井网的基础上主向加密，井距由原来的500 m缩小为250 m。缩小井距有效降低注水井和生产井之间的渗流阻力，改善加密井及老井的生产情况，基础菱形反九点井网中老井的平均日产液量为2.84 m3/d，缩小井排距后矩形反九点井网和交错排状井网中的加密井初期产液能力均达到5 m3/d以上。其中矩形反九点井网的油井排加密井初期产液能力只有2.93 m3/d，是因为注水井注入水沿主渗透率方向由主向加密井快速采出，无法保持较高的生产压差，说明在实际生产中水淹井及时关井或转注有利于提高注水利用率，保持地层压力。

2.2.2 排距

方案4在原本菱形反九点井网的基础上侧向交错加密，排距由原本的180 m缩小为90 m，同时加密油井排的井距也由原本的500 m缩小为250 m。缩小井排距后，生产井的见效情况显著改善，采油速度明显增加，最终采出程度大幅度提升，但是随着井网密度的增大，综合含水率的快速提升，油藏整体更早进入高含水期，油藏有效生产年限减小。

2.2.3 加密井型

方案5、方案6在方案3交错排状加密井网的基础上，采用两口加密井或大斜度井代替一口加密井以改善加密井的生产及见效情况。模拟得到两口加密井的累计初期产液量为9.48 m3/d，大斜度井的初期产液量为9.64 m3/d，均明显优于一口加密井的初期产能，并且两口加密井可以有效提高采出程度5.92%，大斜度井可以有效提高采出程度5.99%，均优于一口加密井。但是提高幅度有限，现场情况下需要进一步考虑经济成本。

2.2.4 方案对比

以提高采出程度排序，5种加密效果方案依次为：小排距排状加密井网>矩形反九点井网>大斜度井加密>两口加密井加密>交错排状加密井网。由于不同加密方案计划的加密井数存在较大差别，这里定义单井提高采出程度，即每口加密井可以有效提高采出程度。表5为各方案的单井提高采出程度，则按照单井提高采出程度排序有：小排距排状加密井网>大斜度井加密>交错排状加密井网>矩形反九点井网>两口加密井加密。

表5 各方案单井提高采出程度

2.3 加密时机对加密效果的影响

第2组方案进行加密时机的研究，其中生产井生产1年后再注水，模拟生产过程中压力缓慢恢复的过程。对比各方案可以得到不同加密时机的压力恢复水平及水驱波及情况如表6所示，根据相对渗透率曲线，取含水前缘饱和度为65%，认为水驱前缘内的范围为波及范围，可以计算得到相应的加密时的水驱平面波及系数，如表6所示。模拟开发30年，各方案的采出程度曲线如图4(a)所示，含水率曲线如图4(b)所示，加密井投产后会对老井产生一定的影响，这里用加密井投产后3个月老井的日产液、日产油和含水率来表示，如图5所示。加密井投产时的初期产量如图6所示。

图5 加密井投产后老井生产情况

图6 加密井的初期产量

表6 不同加密时的压力恢复水平及水驱波及情况

加密时机并不是越早越好或者越晚越好，而是存在最优值，如图4(a)采出程度曲线可以看出，生产30年时生产5年后加密、生产10年后加密和生

图4 各方案的采出程度、含水率曲线

产15年后加密对加密效果的改善程度基本一致，所以应该选择生产15年后加密减少早期操作成本。井网加密后能有效降低含水率起到控水稳油的作用，如图4(b)所示。

不同加密时机下加密效果主要受地层压力水平和水驱波及情况影响。地层能量从两方面影响水驱波及情况：①生产5、10、15年时，地层压力逐步回升，从图6可以看出，随着压力的逐步回升，地层能量不断增强，新投产的加密井的产液能力也不断增强；②加密井的投产会改变单井的控制范围，从而对老井产生不同程度的干扰。越晚投产的加密井对周围老井的干扰越来越小，因为随着生产时间的增加，地层的压力系统越来越稳定，生产15年后地层压力基本维持在初始地层压力的105%，之后加密井投产对老井的产液量的影响越来越小，如图5所示。水驱波及情况主要影响新打加密井的初始含水率，加密时机越晚，油藏的水驱平面波及范围越大，加密井的初始含水饱和度越高，对应的产油量越少，加密井生产情况和加密井模式分布(图1)均反映了这种情况。

2.4 影响加密效果的可控因素排序

影响加密效果的可控因素有井排距、加密井型和加密时机，依据上述数值模拟结果，各参数与生产30年时加密井方案提高采出程度的关系可以绘制龙卷风图[15]，如图7所示，可以看出井排距对加密井效果有显著影响，其次是加密井型和加密时机，所以在加密方案制定和优选中应该优先考虑加密调整井网井排距，其次考虑加密井型、加密时机。

图7 各因素增长采收率排序

3 低渗透油藏加密技术界限

在油藏加密调整方案设计中，对加密效果影响最大的因素为加密井网井排距，其次为加密井型和加密时机，这里利用油藏工程方法分别给出了低渗透油藏极限加密井排距和加密时机的计算方法。

3.1 极限加密井距

极限加密井距通过以下油藏工程方法计算[16-17]：依据势的叠加原理，计算油藏中势的分布，进而计算油藏中的压力梯度分布情况。当压力梯度大于启动压力梯度时即认为储量可动用(这里使用的启动压力梯度关系式为：G=0.006 08K-1.152 2，其中，G为启动压力梯度，MPa/m；K为渗透率，mD。其他基本参数与数值模拟模型一致。)，计算得到井距与动用程度的关系图版，如图8所示。储量动用程度小于100%时对应的井距为极限井距。

图8 极限井距计算图版

以盘古梁长6油藏为例，主向平均渗透率为1 mD，对应图版可以查的最小极限井距约为240 m；侧向平均渗透率为0.05 mD，对应最小极限排距为120 m。盘古梁长6油藏原始菱形反九点井网尺寸为500 m×180 m，目前加密调整为交错排状井网后，油井排井距为250 m，注采井排距为仍180 m，现场生产情况显示油井排老井部分油井注水见效差，可以考虑进一步缩小排距。

3.2 加密时机

由数值模拟研究得到，加密井最优的加密时机应该满足两个因素：①加密时地层压力恢复至原始地层压力的100%及以上并趋于稳定；②水驱前缘未波及至加密井排。其中地层压力保持/恢复水平较容易确定，而水驱波及情况常难以确定。这里以菱形反九点井网加密配合转注形成交错排状加密井网为例，推导了一种计算水驱前缘波及至加密井排时间的计算公式。当采用注采井排与井网方向一致的交错排状井网加密时，如图9当水驱前缘波及至加密井A的位置时，加密井投产后含水率会迅速上升。