萨中油田超短半径水平井潜力井层的判定方法探讨

2014-06-27金贤镐中石油大庆油田有限责任公司第一采油厂黑龙江大庆163001

长江大学学报(自科版) 2014年20期

金贤镐 (中石油大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆 163001)

金贤镐 (中石油大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆 163001)

结合数值模拟研究成果和实际开发状况分析结果,以剩余油分布规律研究为基础,充分考虑油层砂体的发育及规模状况、开发井网的注采关系完善程度及油层的整体经济效益等因素,确定超短半径水平井潜力井层的判定原则。应用数值模拟软件和多元回归分析得到了计算注水正韵律油层10年累积产油量的多元相关公式,并对水平井10年累产油影响因素进行敏感性分析,确定了有效厚度、油水井距、剩余油饱和度、无因次距顶厚度等各参数的界限。实施的2口侧钻短半径水平井均获得较好的开采效果,综合含水下降幅度超过20%,32mon生产期累计增油1600t。

萨中油田;超短半径水平井;潜力井层

油田进入高含水后期阶段,开发形势日趋严重。一方面,随着油田的持续开发和老油区作业频繁等原因使油水井井况日趋恶化,加上油藏的非均质性,严重影响油田采收率的提高[1];另一方面,剩余油亟待开发挖潜,以保证油田的持续稳产。对油层剩余油的挖潜,普遍采取选择射孔、深度调剖、定位压袭等技术。然而这些措施仅是改善油层近井地带的渗流条件,对较厚油层顶部剩余油挖潜总体效益仍有一定的局限性。开窗侧钻水平井技术可以有效地解决底水油藏的水锥问题。与直井及水平井比较,侧钻水平井经济可采储量下限低,对于剩余油储量垂向叠置性差且分布于单一储层内剩余可采储量挖潜有较强的适应性,有利于充分控制和动用剩余油,提高采收率[2],并且这项技术可以充分利用大部分套损报废井和高关井,提高油田开发的最大效益化。截止到2011年底,萨中油田共发现套损井比例达到采油井总数的10%以上;高含水井比例达到采油井总数的30%以上,后期可以考虑利用这些井点在套管内开窗侧钻打水平井挖掘未动用的剩余油,既可以充分利用现有资源降低成本,又达到了开发剩余油的目的,最大限度的提高油田的开发效益。

1 细分类型确定超短半径水平井潜力

1)现井网调整挖潜难度大的剩余油,可根据开发井点的状况适时采用侧钻短半径水平井挖潜。注水砂岩油田经过多年开发调整大都进入了高含水中后期开采,以正韵律油层发育为主的油田,剩余油纵向上集中分布在油层顶部。对一个正韵律油层 ,用垂直井生产到经济废弃后,改用侧钻水平井开采油层顶部剩余油,获得较好的经济利润[3]。

萨中开发区在目前水驱开发条件下,萨尔图和葡萄花2组油层综合含水达到92%以上,采出程度达到35%以上。但由于油层发育类型较多,油层发育状况复杂,平面上油层动用状况差异也较大,总体来说,开采条件大体相同的情况下油层均质性越差剩余油分布比例越高。区块SⅡ21小层均质性差于SⅡ22(见图1、2),SⅡ21小层采出程度为21%,SⅡ22小层采出程度为32%,存在较大差异。同时,枝状、坨状发育的油层在现井网控制程度相对较低,层内的渗透率差异较大,油层韵律段的底部颗粒较粗、渗透率高,顶部颗粒较细,渗透率低,水淹层解释结果也表明油层上部的水淹程度较低,存在相对较多的剩余油 (见图3)。这种类型剩余油均可以根据开发井点的含水状况、井筒状况采取侧钻水平井的开发技术进一步挖潜。

图1 SⅡ21小层沉积相分布图

图2 SⅡ22小层沉积相分布图

2)现开发井网条件下,采油井点和注水井点均存在动用差的油层,剩余油相对富集,可采用侧钻短半径水平井挖潜。虽然注水井周围动用状况好于采油井,但针对于射孔情况和油层发育状况原因,注水井和采油井点周围均存在剩余油。采油井#1是1986年投产的一次加密调整井,注水井#2是1999年投产的二次加密调整井,区块2009年的新井水淹解释表明#1和#2井点附近的坨状厚砂体顶部及变差部位均仍存在一定量的剩余油分布 (见图4)。根据层系调整利用情况和单井井况考虑采用侧钻短半径水平井进行挖潜。

结合数值模拟和经济效益评价结果,确定不同井别井点超短半径水平井筛选原则:①注水井潜力。一是油层发育有效厚度大于3.0m,低、未水淹厚度大于1.5m;二是油层顶部发育3.2m以上稳定泥岩隔层或泥砂薄互层 (薄砂层的标准按照区域油层动用状况和发育稳定性确定;三是油层不射孔,且井点300m范围内无采出井点射孔或采出井点射孔油层有效厚度小于1.0m为短半径水平井潜力井层;四是潜力层位单井控制地质储量大于1.5×104t;五是单井累积采油达到1000t以上,含水降幅达到20%以上。②油井潜力。一是油层发育有效厚度大于2.5m,低、未水淹厚度大于1.0m;二是油层顶部发育3.0m以上稳定泥岩隔层或泥砂薄互层 (薄砂层的标准按照区域油层动用状况和发育稳定性确定);三是油层没射孔,且井点150m范围内无其他采出井点射孔为短半径水平井潜力井层;四是油层射孔,且井点300m范围内注采连通小于等于两向一类连通为短半径水平井潜力井层;五是潜力层位单井控制地质储量大于1.3×104t;六是单井累积采油达到800t以上,含水降幅达到15%以上。

图3 新井SⅡ2油层水淹解释结果剖面图

2 配合油田高含水期不同开发方式的超短半径水平井潜力

随着二次开发进程的开展,萨中井网密度也逐渐增加到200口/km2左右,层系开发划分清晰、砂体的认识程度越来越准确,油层的开发动用状况也逐步提高,但针对于窄小的坨状和条带状砂体来说,水驱开发层系井网注采控制程度低,仅依靠自身层系的挖潜调整是无法较好改善其动用效果,如利用高含水井点或套损井点的有利层位侧钻超短半径水平井,可以有效提高油层控制程度、增加泄油面积,提高油层采收率。

图4 采油井和注水井附近油层剩余油分布图

目前二类油层化学驱开发进入规模化推广阶段,二类油层发育状况比较复杂,发育类型也比较多,开发过程中油层顶部动用状况相对较低,如果非二类油层井点井况符合侧钻超短半径水平井条件时,同时井点位置合适可考虑配合二类油层开发层系挖潜厚油层顶部剩余油。

3 超短半径水平井各项影响因素

应用数值模拟软件对多个方案进行计算,将数模计算结果进行相关公式的多元回归分析,得到如下计算注水正韵律油层10年累积产油量的多元相关公式:

式中,Np10为水平井10年累产油,104t;h为油层有效厚度,m;hp为水平井距油层顶面高度,m;D为注采井距,m;K为油层渗透率,m D;Soi为剩余含油饱和度;I为完善程度。

应用此回归公式,进行水平井10年累产油影响因素进行敏感性分析,变化幅度均为±30%,±20%,±10%,从图5可以看出,对短半径水平井10年累产油量最重要的参数是剩余油饱和度,其次是井距、有效厚度和水平井距顶距离,三者的敏感程度基本接近,变化趋势为井距、有效厚度越大,短半径水平井10年累积产油量越高,水平井距顶距离越小,短半径水平井10年累积产量越低。在参数范围之内,水平井的产量与三者近似线性关系。相对而言,渗透率和完善程度对10年累积产油量的影响较小。

图5 短半径水平井10年累产油影响因素敏感性分析

根据短半径水平井10年累积产油量回归公式,结合10年期经济极限累产油,可确定有效厚度、油水井距、剩余油饱和度、无因次距顶厚度等各参数的界限。确定各界限指标时,取平均渗透率为500m D,完善程度为50%,及周围有2口注水井,由敏感性分析可知,当渗透率高于500m D时,相应的有效厚度、剩余油饱和度和井距界限值应略高于图中确定的界限;当完善程度高于50%时,相应的有效厚度、剩余油饱和度和井距界限值应略低于图中确定的界限。相同无因次距顶厚度和井距条件下,有效厚度越大,剩余油饱和度下限值越小;相同无因次距顶厚度和有效厚度条件下,井距越大,剩余油饱和度下限值越小;相同井距和有效厚度条件下,无因次距顶厚度界限值越大,即允许短半径水平井在距顶较大距离处侧钻。

4 结合区块实际开发状况确定潜力井位及层位

数值模拟区块面积2.87km2,根据判定原则,超短半径水平井效果的主要影响因素为剩余油饱和度、油水井距、距顶位置和有效厚度,根据建立的技术界限指标,筛选出研究区适合侧钻的油井4口,水井5口,如表1和表2所示。

表1 模拟区短半径水平井井层筛选表 (采油井)

表2 模拟区短半径水平井井层筛选表 (注水井)

图5 侧钻短半径水平轨迹示意图

萨中开发区实际实施2口超短半径水平井#1和#2,结合地质特征,水平段长度设计为20m,垂向上为了使水平井注水受效均匀,水平段位置在储集层中部(见图5),水平井井段方向沿油层发育方向为主,同时考虑尽量垂直与注采井点的连线,扩大波及体积。

#1侧钻短半径水平井后,投产稳定后日产液11t,日产油5.28t,含水52%,与未侧钻前对比下降了40%(见图6),32mon生产期累计产油1894t,增油1600t以上,获得了较好的开发效果。#2侧钻短半径水平井后,投产稳定后日产液5.72t,日产油0.69t,含水88%,13mon生产期累计产油367t,含水呈下降趋势(见图7)。在油价60美元/桶条件下,已获得经济效益167.67万元,投入产出比1∶2.1。