低滲透油田井網(wǎng)部署合理性分析

低滲透油田井網(wǎng)部署合理性分析

近年來(lái)，石油工人在裂縫和石油裂縫的開(kāi)發(fā)方面進(jìn)行了不斷的研究和實(shí)踐。作者在分析低滲透油田水保護(hù)開(kāi)發(fā)的基本特征后，揭示了裂縫對(duì)低滲透油田開(kāi)發(fā)的影響。在分析當(dāng)前常用的規(guī)則井網(wǎng)系統(tǒng)后，矩形井網(wǎng)和菱形井網(wǎng)被認(rèn)為是低滲裂縫油田開(kāi)發(fā)的合理井網(wǎng)。本文以吉林兩井超低滲透油田讓11試驗(yàn)區(qū)為研究對(duì)象，利用數(shù)值模擬手段對(duì)裂縫性超低滲透油藏的菱形井網(wǎng)和矩形井網(wǎng)進(jìn)行了詳細(xì)論證。1兩井油田地質(zhì)和裂縫特征兩井油田位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)華字井階地的北部，北臨新立油田，西與乾安油田相接。構(gòu)造上北高南低，地層傾角小于5°．南部為一向西南傾的鼻狀構(gòu)造，北部為北北西和北北東向條帶狀斷塊區(qū)。油田分布有大量的北西向、北東向、近南北向和近東西向伸展正斷層，尤其以北部和東北部發(fā)育。該區(qū)多組系的斷層格局決定了其儲(chǔ)集層構(gòu)造裂縫的多組系和多方位分布。兩井油田鉆遇的地層自下而上為白堊系泉頭組三段、四段、青三口組、姚家組、嫩江組及第三系、第四系，儲(chǔ)集層為下白堊統(tǒng)泉頭組四段扶余油層，含油段厚度約100m，扶余油層頂面埋藏深度1200～1900m．兩井油田扶余油藏含油面積118km2，地質(zhì)儲(chǔ)量4390×104t，平均有效厚度9.2m，平均豐度37.2×104t/km2，屬于低豐度油藏。兩井油田為三角洲分流平原和前緣相沉積，油層孔隙度一般為3%～14%，平均10.6%；滲透率一般為0.1×10-3～1.0×10-3μm2，平均為0.46×10-3μm2.兩井油田的天然裂縫主要為構(gòu)造裂縫，在規(guī)模上，又可分為宏觀裂縫和微觀裂縫兩類。通過(guò)現(xiàn)今地磁和微層面定向，兩井油田發(fā)育有近東西向、近南北向、北西向和北東向四組裂縫，以近東西向和近南北向這兩組裂縫最發(fā)育。裂縫以高角度為主，平均線密度為0.58條/m，平均面密度為0.40cm/cm2．裂縫的間距主要為28～40cm，高度一般小于120cm，主要在巖層內(nèi)發(fā)育。裂縫延伸長(zhǎng)度一般小于15.5m，平均約為12.2m，少數(shù)延伸長(zhǎng)度可達(dá)50m．微觀裂縫的地下開(kāi)度為5～20μm，平均12μm．裂縫的平均孔隙度為0.17%，平均滲透率為49.0×10-3～103.5×10-3μm2.讓11試驗(yàn)區(qū)埋藏較深，含油面積2.586km2，有效厚度17.2m，儲(chǔ)量207×104t，油層中平均深度1770m.2數(shù)值模擬研究設(shè)計(jì)考慮到數(shù)值模擬時(shí)間的限制，根據(jù)兩井油田平均儲(chǔ)集層參數(shù)和流體參數(shù)，建立了兩井油田裂縫概念地質(zhì)模型，利用SIMBESTⅡ數(shù)模軟件，模擬預(yù)測(cè)兩井油田不同井網(wǎng)形式和井排距配置開(kāi)發(fā)效果，通過(guò)開(kāi)發(fā)技術(shù)指標(biāo)對(duì)井網(wǎng)形式、井排距進(jìn)行優(yōu)化研究。利用優(yōu)化的開(kāi)發(fā)井網(wǎng)系統(tǒng)，結(jié)合讓11試驗(yàn)區(qū)實(shí)際三維非均質(zhì)地質(zhì)模型，模擬預(yù)測(cè)讓11試驗(yàn)區(qū)注水開(kāi)發(fā)效果，最后，從技術(shù)指標(biāo)和經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化出兩井超低滲透油田讓11試驗(yàn)區(qū)的最佳井網(wǎng)形式。在前期對(duì)兩井油田地質(zhì)、構(gòu)造和油藏工程的認(rèn)識(shí)基礎(chǔ)上，根據(jù)井網(wǎng)井排距優(yōu)化數(shù)值模擬的要求，利用實(shí)際的儲(chǔ)集層、流體物性參數(shù)，建立了兩井油田的概念地質(zhì)模型，描述如下：砂巖基質(zhì)平均滲透率0.5×10-3μm2，平均孔隙度11.7%，平均含油飽和度0.55，平均油層厚度10m，單儲(chǔ)系數(shù)50×104t/km2．在數(shù)值模擬中，利用等效的方法模擬裂縫，裂縫所在網(wǎng)格寬度設(shè)計(jì)為5m，等效滲透率100×10-3μm2.根據(jù)對(duì)兩井油田已有地震資料、地質(zhì)資料的綜合研究，利用地質(zhì)建模軟件，建立了兩井油田讓11試驗(yàn)區(qū)的三維非均質(zhì)地質(zhì)模型。兩井油田扶余油層分為4個(gè)砂組13個(gè)小層，其中讓11試驗(yàn)區(qū)含油小層12個(gè)，主力小層為2、7、12小層，3層有效厚度合計(jì)達(dá)13m左右，占扶余油層總有效厚度的3/4，其它小層范圍雖然都較大，但厚度都比較薄。數(shù)模中對(duì)5、6小薄層與4小層、10、11小薄層與9小層進(jìn)行了合并處理，這樣縱向上模擬小層為8個(gè)。數(shù)值模擬研究設(shè)計(jì)如下：井網(wǎng)形式：菱形反九點(diǎn)、矩形五點(diǎn)井網(wǎng)。井網(wǎng)與裂縫配置：菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)長(zhǎng)軸方向與裂縫方向一致；矩形井網(wǎng)井排方向與裂縫方向一致。井排距：矩形五點(diǎn)井網(wǎng)排距：100、150、200m；井距：200、300、400、500、600m、700m、800m.單井產(chǎn)量3.0t/d，按1.3:1的注采比，初期五點(diǎn)井網(wǎng)單井配注4.5m3/d，菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)單井配注14m3/d．生產(chǎn)壓差8MPa，最小井底流壓3MPa，注水啟動(dòng)壓力8.5MPa，最大井口注入壓力14MPa.模擬所用油藏工程參數(shù)如流體PVT、流體物性參數(shù)、相對(duì)滲透率、毛管壓力以及井控制等參數(shù)均采用前期的研究成果。3優(yōu)化排距與井網(wǎng)密度的關(guān)系低滲透油藏只要存在滲透率分布的方向性，即Ky/Kx不等于1，菱形反九點(diǎn)和矩形五點(diǎn)井網(wǎng)就比正方形反九點(diǎn)和正方形五點(diǎn)井網(wǎng)具有一定程度的優(yōu)越性。正方形井網(wǎng)只需確定與儲(chǔ)集層滲透率有關(guān)的合理井距，而菱形反九點(diǎn)和矩形井網(wǎng)需要確定與Ky/Kx有關(guān)的井距和排距。由于矩形井網(wǎng)和菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)的內(nèi)涵基本一致，都涉及到井排距的確定，因此首先根據(jù)概念地質(zhì)模型對(duì)矩形井網(wǎng)進(jìn)行井排距優(yōu)化研究。人工裂縫注采井網(wǎng)的排距是由儲(chǔ)集層基質(zhì)滲透率決定的，排距大小反映了儲(chǔ)集層基質(zhì)的傳導(dǎo)能力。圖1是矩形井網(wǎng)不同井排距采出程度對(duì)比曲線，單從圖中技術(shù)指標(biāo)來(lái)看，排距為100m的采出程度最高。圖2是不同排距矩形井網(wǎng)20年采出程度與井網(wǎng)密度關(guān)系曲線，對(duì)于排距為100m、150m和200m的矩形井網(wǎng)，在相同井網(wǎng)密度下，排距150m和排距100m的矩形井網(wǎng)采出程度都高于排距200m的矩形井網(wǎng)，采出程度提高1%左右。在密井網(wǎng)下（>14口/km2）下，排距100m的矩形井網(wǎng)開(kāi)發(fā)效果最好，小于這個(gè)井網(wǎng)密度，排距150m的矩形井網(wǎng)開(kāi)發(fā)效果最好，總的來(lái)看，排距150m和排距100m的矩形井網(wǎng)同井網(wǎng)密度下采出程度相差不大，這說(shuō)明對(duì)于兩井這樣的超低滲油藏，矩形井網(wǎng)合理排距為100～150m兩井油田為超低滲透油田，儲(chǔ)集層傳導(dǎo)性差，排距不宜過(guò)大；另一方面兩井油田產(chǎn)能低、豐度低，井網(wǎng)密度不宜過(guò)密，即排距不宜過(guò)小。因此推薦150m、125m兩個(gè)排距為矩形井網(wǎng)和菱形井網(wǎng)的優(yōu)化排距。在保持井網(wǎng)面積不變的前提下，通過(guò)對(duì)比矩形五點(diǎn)井網(wǎng)在不同排距與井距比值情況下累積產(chǎn)油增量，可以優(yōu)化出合理的排距與井距比值，再根據(jù)優(yōu)化的合理排距即可確定井網(wǎng)合理井距。圖3為不同矩形五點(diǎn)井網(wǎng)累積產(chǎn)量增加倍數(shù)與排井距比關(guān)系對(duì)比曲線。曲線表明，人工裂縫矩形五點(diǎn)井網(wǎng)的合理排距井距比為1:4左右。4開(kāi)發(fā)效果分析對(duì)于讓11試驗(yàn)區(qū)，選擇125和150m兩個(gè)排距方案，讓11試驗(yàn)區(qū)合理井網(wǎng)密度為13井/km2，井距則分別為500m和600m左右。井網(wǎng)形式為矩形五點(diǎn)和菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)。讓11試驗(yàn)區(qū)注水井網(wǎng)設(shè)計(jì)方案見(jiàn)表1.根據(jù)讓11試驗(yàn)區(qū)數(shù)值模擬研究和不同方案開(kāi)發(fā)指標(biāo)對(duì)比分析可以得出以下結(jié)論：(1）反九點(diǎn)井網(wǎng)開(kāi)發(fā)效果都優(yōu)于矩形五點(diǎn)井網(wǎng)從圖4可以看出，反九點(diǎn)井網(wǎng)開(kāi)發(fā)效果都優(yōu)于矩形五點(diǎn)井網(wǎng)，反九點(diǎn)井網(wǎng)20年采出程度比矩形五點(diǎn)井網(wǎng)高1%～2%.(2)150m和125m排距井網(wǎng)技術(shù)指標(biāo)互有優(yōu)勢(shì)從技術(shù)指標(biāo)來(lái)看，對(duì)于反九點(diǎn)井網(wǎng)，排距125m的井網(wǎng)開(kāi)發(fā)效果稍優(yōu)于排距150m排距井網(wǎng)；對(duì)于矩形五點(diǎn)井網(wǎng)，排距150m的井網(wǎng)開(kāi)發(fā)效果稍優(yōu)于排距125m排距井網(wǎng)，這主要是由于兩井油田注水能力對(duì)九點(diǎn)井網(wǎng)較為不足造成的。但總的來(lái)看，兩種排距井網(wǎng)開(kāi)發(fā)效果差別不大，讓11試驗(yàn)區(qū)兩種排距九點(diǎn)井網(wǎng)和矩形五點(diǎn)井網(wǎng)20年采出程度分別相差不到1%.從讓11試驗(yàn)區(qū)四個(gè)開(kāi)發(fā)方案的技術(shù)指標(biāo)綜合對(duì)比，認(rèn)為125m×600m反九點(diǎn)菱形井網(wǎng)是最佳井網(wǎng)方案。5反八作用下的經(jīng)濟(jì)敏感性分析根據(jù)不同井網(wǎng)開(kāi)發(fā)方案的開(kāi)采動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)結(jié)果，利用吉林油田提供的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)參數(shù)，對(duì)這些開(kāi)發(fā)方案進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，結(jié)果見(jiàn)表2．從表2可以看出，在目前條件下，讓11開(kāi)發(fā)試驗(yàn)區(qū)四個(gè)注水開(kāi)發(fā)方案中，讓11-2即125m×600m反九點(diǎn)菱形井網(wǎng)最優(yōu)，最優(yōu)方案內(nèi)部收益率20.82%，投資回收期5.46a.對(duì)最優(yōu)方案讓11-2進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)敏感性分析，分析表明該最優(yōu)方案的抗風(fēng)險(xiǎn)能力較強(qiáng)。6兩井平臺(tái)主要技術(shù)特點(diǎn)(1）對(duì)于人工裂縫低滲透油藏，菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)和矩形五點(diǎn)井網(wǎng)比正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)和正方形五點(diǎn)井網(wǎng)有較大程度的優(yōu)越性，這兩種井網(wǎng)方式既能提高注水波及效率，同樣也具有較強(qiáng)的中后期調(diào)整靈活性。因此這兩種井網(wǎng)對(duì)兩井油田較實(shí)用。(2）依據(jù)讓11試驗(yàn)區(qū)實(shí)際三維非均質(zhì)地質(zhì)模型，通過(guò)比較不同井網(wǎng)的開(kāi)采動(dòng)態(tài)，認(rèn)為井網(wǎng)系統(tǒng)總的部署原