秦皇岛32-6油田是位于渤海海域的大型河流相砂岩稠油油田,具有构造幅度低、储层横向变化快,纵向含油层系多的特点。受构造、断层、岩性等多重因素控制,油藏模式复杂,边水油藏与底水油藏共存,边底水活跃,地下原油黏度差异大(78~ 260 mPa·s)。油田投产初期采用一套层系开发,受油水关系复杂、储层非均质性强、各层流体性质差异大以及大井距多层合采等因素影响,经过十几年的开发,油田综合含水率为87%,采出程度仅为11.3%,出现了采油速度低、水窜快、产量递减快和采收率低等问题,因此,急需探索一套行之有效的海上老油田稳产、高效开发技术。调研陆上类似油田的开发经验,主要是基于静态资料早期进行分层系开发[1-8],而对于大型河流相油田高含水期开发尚未形成有效的模式,并且缺乏可供借鉴的分层系开发调整经验。因此,根据油藏自身特点及开发特征,综合运用室内物理模拟、动态分析、油藏数值模拟等方法,开展高含水期开发层系划分、注采井网加密和水平井布井技术研究,形成一套高含水期开发调整技术体系及模式,以期指导秦皇岛32-6油田的开发调整,并为类似油田的开发提供借鉴。
1 层间干扰定量表征研究秦皇岛32-6油田早期采用大井距多层合采的开发方式,进入到中高含水阶段,多层合采过程中层间干扰严重。陆上类似油田基于静态资料早期就已进行分层系开发,但海上油田开发成本高、测试资料少,高含水期分层系开发调整难度大,陆上分层系开发经验不能直接应用到海上[9-13]。目前,基于动态监测资料的层间干扰研究尚无法满足开发调整的需求,必须开展干扰定量表征与分层系开发研究。利用室内物理实验,分析了层间干扰主控因素及干扰机理,研究了干扰系数的变化规律,提出了海上多层合采油藏层系划分的技术界限,有助于指导油田进行开发层系重组与划分。
1.1 室内研究针对油田各层渗透率和黏度差异导致层间矛盾突出的开发难题,开展多层水驱油物理模拟实验。选取不同渗透率的填砂管模型以模拟低、中、高渗地层(或用不同黏度的模拟油饱和不同填砂管模型,以模拟低、高黏地层),再采用填砂管并联合注的开发方式,一端以恒压力或定流量注入水。在实验过程中记录采液、采油速度及注入压力等参数值,分析多层合采时的各填砂管的驱油效率,以反映多层合采条件下的层间干扰变化情况。
实验条件:所用填砂管长度为350 mm,内径为25 mm,渗透率为629~3 618 mD,渗透率级差为1.84~5.72;实验用油为模拟油,由渤海某油田原油与煤油混合而成,60 ℃条件下原油黏度与实际油藏原油黏度相等,为20~320 mPa·s,黏度级差为1.9~16.5;实验流体注入采取恒流量注入,单采流量为1 mL/min,三管并联合采流量为3 mL/min。
1.2 结果分析从渗透率级差驱替实验来看,采用三管笼统合注时,高渗管单层突进现象明显,水线推进较快,而低渗管内的水驱油呈“近活塞”驱动,驱替较为缓慢。合注时高渗管采液/采油指数较高,而低渗管采液/采油指数很低,反映在笼统注水过程中,注入水更多地沿阻力较小的高渗层发生水窜和突进,渗流阻力较大的低渗层几乎不吸水;尤其是在高渗层见水之后,整个驱替压力迅速下降,进一步削弱了低渗层原油的渗流能力,使得低渗层产量大幅度下降。随着渗透率级差的增大,注水周期末高渗层驱油效率相差不大,而低渗层驱油效率的差距逐步增大。对比不同渗透率级差下的三管驱油效率贡献率[图 1(a)]可以看出,当渗透率级差小于3时,三管并联实验的单管贡献率均占1/3,但当渗透率级差大于3时,高渗管的贡献率逐渐增大,且高、低渗管两管贡献率的比值逐步增大。
从黏度级差驱替实验来看,合采时低黏管的驱油效率在驱替早期明显高于高黏管,表现出低黏管对高黏管的抑制作用,且驱替早期低黏管的单采、合采驱油效率相差不大。驱替末期,低黏管的单采、合采驱油效率较为接近,高黏管的单采、合采驱油效率相差较大。当黏度级差较小时,高黏层可在较低的注采压差条件下得到动用,随着黏度级差的增大,低黏管对高黏管的干扰加剧,注入水全部沿阻力较小的低黏层发生水窜,导致高黏层无法形成足够的注采压差,不能水驱动用。对比不同黏度级差条件下的驱油效率贡献率[图 1 (b)],当黏度级差大于3时,随着黏度级差的增大,高、低黏管两管驱油效率贡献率的差异逐渐增大,同时合采综合采收率呈下降趋势。由于层间干扰的影响,对于相同黏度的油层,合采时的采收率要低于单采时的采收率,并且随着黏度级差的增大,高黏层明显受到抑制,合采与单采时采收率的差距也越来越明显;合采时低黏管与高黏管驱油效率贡献率比值随黏度级差的增大而逐渐增大,反映出原油渗流特性的变化。
目前主要采用层间干扰系数描述多层合采对开发效果的影响程度,其定义为在相同的工作制度下多层合采时生产能力(包括产液能力、产油能力)的损失比例。为了更好地评估多层合采的效果,以单采、合采的最终采出程度作为衡量指标,描述不同非均质模式下层间干扰的影响程度,即
$ CF = \frac{{\sum\limits_{i = 1}^n {E{r_i}-E{r_{\left( {1, 2, \cdots, n} \right)}}} }}{{\sum\limits_{i = 1}^n {E{r_i}} }} $ | (1) |
式中:CF为干扰系数;Eri为单采时第i小层的采出程度,%;Er(1, 2, …, n)为n个小层合采时的采出程度,%。
利用式(1)对层间干扰系数进行了计算。从图 2可以看出,随着储层渗透率级差的增大,层间干扰系数增大,当渗透率级差大于3时,层间干扰系数达到0.2,采出程度降低了20%以上。从表 1可以看出,随着储层原油黏度级差的增大,层间干扰系数增大,当黏度级差大于3时,层间干扰系数达到0.14,采出程度降低了14%以上。2种情形下低渗管或高黏管采出均受到抑制,导致合采开发效果变差。因此,对于海上非均质性严重及黏度级差较大的油田来说,在开发中后期应尽快解决层间干扰问题,以提高采油速度及采收率。
结合秦皇岛32-6油田实际油藏类型及储层物性和流体性质参数,提出了分层系开发技术界限:储层黏度级差大于3或渗透率级差大于3时,实施分层系开采;各开发层系油层厚度为4~8 m。
2 井网加密理论研究秦皇岛32-6油田储层受沉积微相、内部侧积夹层等地质因素影响,平面非均质性强。针对低幅边底水油藏特征和开发特点,利用动态分析与数值模拟相结合的方法,建立非均质地层不同井网波及系数计算模型,研究非均质模式不同井网条件下水驱波及系数的变化规律,以便为注采井网优化提供理论指导。
2.1 方案设计秦皇岛32-6油田多口取心井资料综合分析发现,砂体以正韵律沉积为主,层内渗透率级差为3~ 8,储层非均质性强,取心井资料显示油层中下部水洗程度相对较强。基于油藏特征和水淹状况分析以及现有反九点定向井井网,研究了不同井网、不同井距条件下体积波及系数的变化规律。应用油田南区明化镇组下段Ⅰ油组3小层砂体地质数据确定模型参数为:油层厚度8 m,地层原油黏度74 mPa·s,注采井距150~400 m,上、中、下部渗透率分别为1 000 mD,3 000 mD,5 000 mD的正韵律储层,渗透率级差5。注采井网为:反九点定向井井网、反九点转排状井网、反九点转五点定向井井网、反九点转五点水平井+定向井联合井网(图 3)。注采井距为:150 m,200 m,250 m,300 m,350 m,400 m。
利用油藏数值模拟方法求取了不同井网模式下体积波及情况。从图 3、图 4可以看出:①体积波及系数随着注采井距增大而减小,且注采井距越大,体积波及系数减小的幅度也越大;②对于非均质性储层,通过加密井网可以提高体积波及系数。当含水率相同时,对比不同井距下的反九点井网及其不同加密井网的体积波及系数,水平井加密井网波及效果明显好于其他加密井网。由于水平井具有较长的完井段,因此,在相同条件下采用水平井加密比采用定向井加密能更好地改善初始井网的流线分布,增大水驱波及范围。
对比不同井网条件下体积波及系数与注采井距的关系(图 4)表明,现有反九点定向井井网水驱体积波及系数仅为40%~50%,由此提出注采井网调整策略:在油层厚度大于8 m的剩余油富集区域,通过在注采井间加密水平井,将现有的反九点定向井井网调整为反九点转五点水平井+定向井联合井网,井距由350~400 m调整为220 m。研究成果应用于油田南区明化镇组下段Ⅰ油组3小层砂体,共实施了30口水平井,井网密度由4.7口/km2调整为8.6口/km2。调整后流线场分布范围显著扩大,体积波及系数提高了26%,采油速度提高了2.6倍,采收率提高了14%,预计增加可采储量404万m3,开发效果大幅度改善。
3 低幅底水稠油油藏水平井设计秦皇岛32-6油田构造平缓、边底水发育,经过十几年的定向井开采,形成了底水、次生底水的复杂油水关系。由于定向井开采低幅底水稠油油藏效果差,开展了利用水平井技术开发底水稠油油藏的研究及先导试验,结果表明在油柱高度大于15 m时进行水平井布井能够取得较好的开发效果,但油田还有大量油柱高度小于15 m的储量未能得到有效动用。通过调研文献及类似油田开发经验,普遍认识到油柱高度小于15 m、地层原油黏度大于200 mPa·s的底水油藏的开发是目前世界级的难题[14-19]。在现代油田尤其是海上油田的开发过程中,由于受制于平台寿命和操作成本等因素,往往需要较高的采油速度来获得更好的经济效益,以往的开发思路已经难以适应此类油田的开发需求。因此,利用数值模拟研究方法,结合油藏特征和剩余油分布规律,提出了基于隔夹层布井的低油柱稠油底水油藏水平井优化设计方案。
3.1 方案设计主力油层储层发育多期河道叠置复合砂体,内部隔夹层发育,根据隔夹层规模和成因可以归纳为以下3种类型:①厚薄不均、连续分布的隔层,主要分布于小层间或油组间;②厚薄均匀、较连续分布的隔层,主要分布于砂体较连续发育的小层间或小层内;③薄层、分散分布的夹层,主要分布于砂体小层,具有厚度小、连续性差的特点。依据实际隔夹层物性参数及其分布模式,通过建立理论模型研究了隔夹层特征参数(渗透率、分布面积和分布位置)对水平井产能的影响,提出水平井布井油柱高度下限。
模型参数设计上考虑了油田基础井网、储层非均质性等油藏特点。模型网格选取50×50×20,长×宽×高为10 m×10 m×1 m,油柱高度取12 m,孔隙度取30%,水平渗透率取3 000 mD,垂向渗透率与水平渗透率比值取0.1,岩石和流体性质参数取秦皇岛32-6油田实际参数,地层原油黏度取260 mPa·s。生产井水平段长度为300 m,工作制度为定油60 m3/d,限液800 m3/d。具体夹层方案参数设计如表 2所列。
从研究结果(图 5、图 6)可以看出:①夹层渗透率截止值。当K夹层/K基岩为0.1时,夹层延缓了底水锥进速度,同时通过平衡底部生产压差,在一定程度上扩大了水驱波及体积,累计产油量增幅达10%~20%;当K夹层/K基岩为0.01时,夹层的存在对抑制底水锥进速度、扩大水驱波及体积和提高储量动用程度均十分有效,累计产油量增幅达到最大。当其他条件不变时,采用相同的方法对隔夹层位于油层下部和底部的情况进行了研究,模型运算结果与夹层位于中部时的变化规律一致。②夹层分布面积。当夹层位于油层中下部时,夹层分布面积越大,抑制底水锥进效果越明显,也越容易形成边水驱替方式,在扩大水驱波及体积和提高储量动用程度上效果越好,累计产油量增幅呈单调递增。③夹层分布位置。随着夹层位置上升,夹层有效遮挡区面积相对增大,一方面延缓了底水锥进速度,一方面扩大了水驱波及体积,累计产油量增幅逐渐增大。同时,随着夹层位置向油层顶部靠近,储量动用程度降低,导致累计产油量增幅下降。通过研究可以看出,隔夹层对产能具有较大贡献。当储层无隔夹层时,底水油藏水平井累计产油量达到5万m3的油柱高度下限为12 m,而当储层存在隔夹层时,底水油藏水平井布井油柱高度可下推3~5 m。
考虑海上油田的特殊性及钻井、平台寿命等经济性制约因素的影响,以累计产油量5万m3为经济界限,得出底水油藏水平井布井下限值为7 m,考虑到储层预测误差以及钻井的可操作性,保留2 m的钻井空间,水平井布井的油柱高度下限值为9 m。通过应用水平井优化技术,降低了低幅边底水油藏水平井布井油柱高度下限,增加了25口水平井,挖掘了近1 500万t的储量潜力,增加可采储量163万t。
4 应用效果基于前期的技术研究,针对秦皇岛32-6油田提出并实施了海上大型河流相油田水平井分层系开发模式。结合各油层地质储量和现有井网情况,纵向上将原来1套开发层系调整为3套开发层系,对不同油藏类型、不同流体性质的油层进行分采;平面上将大井距(350~400 m)、稀井网(反九点定向井井网)调整为反九点转五点水平井+定向井联合井网,调整后井距为220 m。调整方案设计并实施了123口井,2014年新井陆续投产后,油田产量大幅度上升,产油量较调整前增加了2倍,采油速度从调整前的0.8%增大到1.8%。调整后甲型水驱特征曲线明显发生变化,水驱储量动用程度从61.0%提高到84.6%,油田水驱状况明显改善。数值模拟预测提高采收率12.8%,水驱曲线预测提高采收率13.5%,2种方法预测结果接近。水平井分层系调整大大改善了油田开发效果,充分挖掘了油田潜力,实现了油田高含水期的高效开发。
5 结论(1) 海上稠油油田分层系开发技术界限为:储层原油黏度级差大于3或渗透率级差大于3时,实施分层系开采;各开发层系油层厚度为4~8 m。
(2) 对于强非均质性油藏,采用注采井间加密水平井的方式,将反九点定向井井网调整为五点水平井+定向井联合井网,井距由350~400 m调整为220 m,体积波及系数显著提高。
(3) 基于隔夹层渗透率、分布面积和分布位置等参数进行布井,可大幅度提高水平井初期产能,原油黏度为260 mPa·s的稠油底水油藏水平井累计产油量达到5万m3,布井油柱高度可下推至7 m,提高了低油柱底水油藏动用下限。
(4) 提出“纵向分层系、平面变井网、水平井挖潜”的海上河流相稠油油田开发新模式并应用于秦皇岛32-6油田开发调整,获得了良好的效果,为类似油田的开发调整提供了经验。
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