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4、特低滲透油藏開發方案優化研究——以大古、樊塊為例
趙紅雨 鄧宏偉 邱國清
參加工作的還有蔣龍，張可寶，王銘寶，周燕，孫玉紅，程育紅等，
摘要 大王莊油田大古67塊和大蘆湖油田樊124塊屬特低滲透油藏，平均滲透率為5×10-3～8.8×10-3μm2，油藏埋深3100～3250m，且儲集空間較為復雜，有溶孔和微裂縫存在，開發難度大。本文從低滲透油田的油藏特點和開采規律著手，具體分析了這兩個區塊的開采動態，開展了注水必要性和可行性評價，在此基礎上對影響開發效果的井網、井距、轉注時機及注采比進行優化研究，確定出各區塊的推薦方案，預計當年可建產能9.2×104t。
關鍵詞 特低滲透油藏 儲集空間 微裂縫 評價 優化 推薦方案
一、引言
勝利油區低滲透油田已累積探明石油地質儲量5.8×108t，占總探明儲量的12.6%，其中已動用33個區塊，動用儲量3.6×108t，占探明儲量62.1%。已動用的低滲透油田大部分埋藏較深，在2800m以下，且以構造、岩性油藏為主。空氣滲透率一般小於20×10-3μm2，儲量豐度一般小於100×104t/km2，但原油性質普遍較好。地層原油粘度為0.5～6mPa.s，凝固點26～53℃。油藏具有吸滲驅油的微觀機理，流體滲流不遵循達西定律。油井自然產能較低，一般需要壓裂或其他改造措施，才能獲得較高產能。油井見水後，無因次采液（油）指數隨含水上升降低的幅度大，提液困難，注采井間難以建立一定的驅替壓力梯度。大古67塊和樊124塊屬特低滲透油藏，1994年後陸續採用常規或壓裂方法試采11口井，到1999年9月，平均單井日產油能力12.3t，累積產油2.9370×104t，地層壓力下降快、產液產油量遞減率大。為提高油田開發效果，2000年合理編制了兩區塊油藏開發方案，開展了注水可行性、井網、井距、注水時機和注採的設計與優化研究工作。
二、地質特徵
大王莊油田大古67塊位於車鎮凹陷大王莊鼻狀構造帶大一斷層上升盤中段，北以大一斷層為界與大王北油田相接，南以大古2塊與大古82井區相連，是一個四面為斷層封閉的斷塊油藏。樊124塊位於濟陽坳陷東營凹陷西南部的金家－樊家鼻狀構造帶西翼，大蘆湖油田的西南部，西鄰高青油田。
大古67塊主力含油層系為二疊繫上石盒子組萬山段，自下而上共分三個砂層組，總有效厚度為33.1m。在構造腰部附近有效厚度相對較大，達40m以上，向南北兩側逐漸變薄。大古67塊萬山段地層屬河流相沉積，儲集層岩性以中、細砂岩為主，儲集空間主要以粒間孔為主。平均孔隙度13.4%，平均滲透率8.8×10-3μm2，屬低孔、特低滲儲集層，且儲集層層間、層內非均質性較嚴重。油藏類型為層狀斷塊油藏，塊圈定含油麵積3.3km2，石油地質儲量396×104t，儲量豐度120×104t/km2，為深層、中豐度儲量。
樊124塊主要含油層系為沙三下亞段。砂體西北厚度大，並呈條帶狀或朵狀向東南減薄直至尖滅。樊124塊沙三下儲集層為湖泊三角洲沉積，儲集層岩性為粉、細砂岩，儲集空間為殘留粒間孔、溶蝕孔、微孔隙。平均孔隙度14.1%，平均滲透率5.0×10-3μm2，屬低孔、特低滲儲集層。油藏類型屬具有邊水的構造－岩性油藏。塊圈定含油麵積3.5km2，石油地質儲量202×104t，儲量豐度58×104t/km2，屬深層、低豐度儲量。
三、開采動態和注水可行性研究
1.開采動態分析
目前兩油藏都經歷了試油試采階段，在試油試采過程中有以下特點。
大古67塊和樊124塊試油井均見油，但一般都需壓裂投產才能獲得較高產能。隨著開采時間的延長，由於能量補充不及時，各井日產油能力下降較快，特別是壓裂井下降速度更快。分析試采時間較長的8口井的遞減情況，常規井月遞減率為5.1%，而壓裂井月遞減率則高達13.2%。
2.注水可行性研究
（1）油層條件有利於注水
兩區塊油藏屬弱、弱－中等水敏性油層，注入標准鹽水，滲透率比值幾乎無影響；注入蒸餾水，滲透率比值下降6.4%～30%左右。樊124塊油層屬非速敏，大古67塊油層中等速敏，但臨界流速高達2.82m/d，測算在此臨界流速下，當日注水量為90m3，注水生產壓差6.9MPa時，對儲集層的傷害半徑僅為50cm。根據低滲透油田啟動壓力與滲透率變化關系的經驗公式，計算得到兩油藏注水啟動壓力分別為13MPa和17MPa，要求注水泵壓在30MPa左右，不超過目前注水工藝設備能力。
（2）同類型油田類比
目前兩區塊均無試注水資料，但與國內幾個主要的低滲透油田（馬西深層、牛25-C砂體和大蘆湖油田）的油藏地質條件類比，兩區塊的油藏埋藏深度，有效厚度處於幾個油藏的中間，只有孔隙度、滲透率參數略低，而這三個油藏預測的水驅採收率都在18%以上，因此在這兩個油藏實施注水開發也是可行的。
四、開發方案優化研究
1.開發方案設計
1）設計原則
特低滲透率油田的滲流機理和開采規律，決定了影響其開發效果的因素較多，本次開發方案只針對井網、井距、轉注時機、注采比4個敏感性參數進行優化，故制定了以下設計原則。
（1）考慮國內幾個低滲透油田開發經驗
馬西深層、牛25-C砂體、大蘆湖油田等是目前國內開發較為成功的低滲透油田，故在方案設計時充分考慮其初期布井方式的選擇、轉注時機的確定，以及開發後期注采井網的調整等。
（2）立足於早期注水開發
兩區塊地飽壓差大（18.27～20.16MPa），利用地層能量開採的餘地較大，但彈性產率低。另據瓊斯實驗室試驗結果表明，隨著地層壓力下降，裂縫逐漸閉合，從而降低流體的滲流能力，動態上則表現為產量迅速下降。因此要使油藏有較高的採油速度和單井產量，必須早期注水以保持較高的油層壓力。
（3）考慮油藏的地層最大主應力方向
低、特低滲透油田一般都需壓裂投產，壓裂後容易在地層最大主應力方向上產生裂縫，若注采井與地層主應力方向一致，不可避免會造成採油井暴性水淹，因此注采井應與主應力方向保持一定夾角。由地層傾角測井和地應力測試結果，大古67塊地層最大主應力方向為N67.5°E、樊124塊為N78°E。
（4）單井須有一定的有效厚度，並至少鑽遇1～2個主力層
根據油藏地質特徵和試油、試采特點，大古67塊選擇有效厚度大於10m的范圍內布井，樊124塊在有效厚度大於5m的范圍內布井。
2）設計步驟
為更科學優化開發方案，依據上述原則，對井網、井距、轉注時機、注采比4個敏感性參數逐級進行設計，即先設計井網方案，其次為井距、轉注時機方案，最後是注采比方案，上一級參數方案優化結果可直接運用到下一級參數的方案優化中。
2.開發方案優化研究
在油藏地質研究的基礎上，利用VIP數模軟體建立了全油藏地質模型，並劃分網格，網格模型X方向與地層最大主應力方向平行，利用數值模擬方法，結合油藏工程分析，對每一項參數進行了優化研究。預測結果至2019年，預測時間為20年。
1）井網優化研究
根據國內外低滲透率油田成功的開發經驗，此類油田一般採用面積注水方式較為適宜，有利於強化注水，增加註水波及體積，提高水驅採收率。為此，設計並優化了五點法、反九點法、排狀三種面積注水井網，共19個方案。
（1）全部採用直井
數值模擬對大古67塊優化計算了8個對比直井井網方案（表1），計算結果反映出以下特點。
反九點法井網初期採油量高，但含水上升快，采出程度低。採用反九點法井網的1-1方案，採油井數多達16口，注采井數比為1∶5，因此初期產能相對較高，同時為保持壓力平衡和維持較高的採油速度，則注水井注水強度相應地有所增大。但該井網有一部分角井位於水驅主流線上，即注采井與地層主應力方向平行，在較高的注水強度和採油井都壓裂投產的前提下，使得這部分角井過早水淹，產能下降，含水迅速上升。該方案采出程度僅為22.5%，比其他方案低2～4個百分點，開發效果差。即使將這部分角井轉成注水井的1-2方案，開發效果也未得到明顯改善，采出程度只提高了0.2%。
表1 大古67塊井網方案數值模擬計算對比表
排狀井網采出程度增幅不大 排狀井網注采井數比為1∶1，為維持壓力平衡，則注水井注水強度有所降低，減小了高速注水條件下採油井暴性水淹的可能性；同時位於地層主應力方向上的注采井距較大，延緩了採油井見水時間，因此其開采效果優於反九點法井網，但采出程度提高幅度不大。3個方案平均采出程度為25.3%，只比反九點法井網高3%左右。
注水井排平行地層主應力方向的五點法井網開發指標最好 方案1-3採用五點法井網，與排狀井網一樣，注采井數比為1:1，注水井注水強度不大，而與排狀井網不同的是該方案注水井排平行於地層主應力，即在人工壓裂裂縫方位上只有注水井或採油井，這就避免了採油井暴性水淹，從而延遲採油井見水時間，擴大注水波及體積，明顯改善開發效果。采出程度比反九點法和排狀井網分別高出5%和2%，且該方案新鑽井數少於其他方案，經濟效益也最高。因此，大古67塊直井井網方案應採用五點法井網。
樊124塊優化計算了7個對比直井井網方案，方案優化結果與大古67塊類似，也應採用五點法井網。
（2）水平井與直井組合
表2 樊124塊水平井數值模擬計算對比表
為了應用新技術提高低滲透油藏的開發效果，樊124塊在五點法直井井網方案基礎上設計了4種水平井與直井組合的井網方案，並進行了優化計算（表2）。
從數值模擬計算結果看，由於水平井動用層位少，用一口水平井代替兩口直井的方案1-16和方案1-17指標比全部採用直井的方案1-9差，方案1-18和方案1-19雖比方案1-9多採油2.7×10-3t，但須多鑽一口水平井，同時累積注水和累積產水量都大於直井方案，因此在經濟效益上利用水平井開發樊124塊油藏是不適宜的。而且目前勝利油田利用水平井開發低滲透油藏處於探索階段，採用水平井開采風險較大，故方案設計不採用水平井。
2）井距優化
低滲透油藏儲集層存在非線性滲流特徵，注水驅油時，存在注水啟動壓差，再加上儲集層本身就存在較大的滲流阻力，導致注采井間壓力消耗較大，因此注采井距不宜過大。然而為了提高油井產量，生產井均為壓裂投產，通過壓裂又可適當增大井距。
（1）經濟合理的井網密度和井距的測算
根據勝利油田砂岩油藏的經濟合理井網密度經驗公式，結合兩油藏各自的地質特點，在目前油價下，計算出大古67塊、樊124塊經濟合理的井網密度分別為9口/km2和8口/km2。大古67塊有效厚度大於10m（方案布井區）的含油麵積為2.7km2，則該塊經濟合理的井數是24～25口，折算五點法和九點法井網的合理井距為300m。樊124塊有效厚度大於5m（方案布井區）的含油麵積為2.1km2，則該塊經濟合理的井數是16～17口，折算出五點法和九點法井網的合理井距為350m（已投產井的完鑽井距也在350m左右）。
（2）井距優化計算
在五點法直井井網和測算的經濟合理井距基礎上，對兩區塊分別優化計算了三種不同的井距方案（大古67塊為250m、300m、350m，樊124塊為300m、350m、400m）。在不同井距下開發周期為20年，方案采出程度最高的井距都為各區塊的經濟合理井距，即大古67塊300m、樊124塊350m，采出程度比其他兩個井距方案高1～1.5個百分點，而且此井距在整個開發階段含水都略低於其他井距方案，經濟效益好。由此認為最優井距大古67塊為300m，樊124塊為350m。
3）注水時機優化
根據設計原則，兩油藏都須早期注水且保持較高的油層壓力，考慮油藏目前的壓力水平和現場及地面工程建設所需時間，對比了五種不同壓降下的注水方案（表3），其壓力水平均在飽和壓力以上，壓降為4～15MPa。
從數值模擬指標看，轉注越早，采出程度越高。隨著轉注時壓降的增加，采出程度呈下降趨勢，特別是壓降大於10MPa後，采出程度下降幅度更大。其原因主要是油藏低壓力水平開采，導致油井供液不足。由此說明，油藏應在較高的壓力條件下轉注。但轉注越早，注水量越多，在多採油的同時，采水量相應增加，含水上升速度加快。對比含水變化曲線（圖1），當含水相同時，壓降為7～10MPa轉注的方案採油量相對較多，最終採收率高，經濟效益較優。因此，方案選擇油藏壓降達到7～10MPa時轉入注水開發，預計約在整體投產半年後。
4）注采比優化
選取合適的注采比對於油田注采平衡、實現高產穩產至關重要。為此，主要從恢復、保持地層能量出發，在兩個區塊分別設計並優化了五種不同注采比的開發方案（表4）。計算結果顯示，在相同的井網形式和轉注壓力條件下，注采比越大，累積產油量越多，采出程度越高，當注采比由0.8提高到1.3時，采出程度提高 1～2倍。但注采比超過1.0後，采出程度增加幅度變緩，說明提高注水量在增加採油量的同時，主要是增加了采水量，而在相同含水期內，注采比為1.0的方案累積產油量多，且最終採收率高，經濟效益好。故最佳的注采比為1.0，即油層壓力保持在轉注壓力水平上的開發。
表3 注水時機方案數值模擬計算對比表
圖1 大古67塊不同注水時機含水量與累積產油量關系曲線圖
5）開發方案推薦
大古67塊推薦注水方案採用五點法井網，注采井距300m，油藏壓降在7～10MPa後轉注，即油藏平均壓力降至18～21MPa，注采比保持在1.0左右；樊124塊推薦注水方案採用五點法，注采井距350m，油藏壓降在7～10MPa後轉注，即油藏平均壓力降至21～24MPa，注采比保持在1.0左右。
3.產能的確定
（1）比採油指數、採油指數的確定
表4 不同注采比方案數值模擬計算對比表
大古67塊僅有大671井壓裂後取得初期採油指數資料，該井射開有效厚度9.0m，投產半年多時間測得3個流壓值，分別為22.3MPa、13.7MPa、7.13MPa，所對應的日產油量為22.5t、7.1、2.0t，計算出平均比採油指數為0.162t/(d·m·MPa）。樊124塊計算了樊124-1井、樊125井兩口井初期壓裂後的比採油指數，樊124-1井為0.15t/(d·m·MPa），樊125井為0.17t/(d·m·MPa），平均的比採油指數為0.16t/(d·m·MPa）。分析認為，這些計算值能夠反映採油井初期的開采水平，考慮全面開發對產量的影響，故初期比採油指數兩區塊都取0.15t/(d·m·MPa）。若單井平均射開有效厚度大古67塊按15m、樊124塊按10m計算，則初期平均採油指數大古67塊為2.25t/(d·m·MPa），樊124塊為1.5t/(d·m·MPa）。
（2）無因次採油指數隨含水量的變化
由相滲曲線計算的無因次採油指數隨含水變化曲線可知，見水後無因次採油指數隨著含水量上升逐步下降。在含水量30%以前，大古67塊含水量每上升1%，無因次採油指數下降1%；樊124塊含水量每上升1%，無因次採油指數下降1.1%。
（3）產能的確定
根據初期的採油指數、無因次採油指數隨含水量的變化規律以及油井所對應的生產壓差，並結合數值模擬預測結果，確定出大古67塊第一年單井平均日產油能力為13t，樊124塊第一年單井平均日產油能力為14t。則第一年大古67塊可建成年生產能力5.3×104t，樊124塊可建成年生產能力3.9×104t，共建產能9.2×104t。
五、結論
大古67塊和樊124塊這兩個特低滲透油藏應立足於注水開發，且注水開發是可行的。
兩油藏注水開發方案採用注水井排平行於地層最大主應力方向的五點法井網，合理的注采井距為300～350m，最佳轉注時機為地層壓力下降7～10MPa，注采比保持1.0。
確定特低滲透油藏產能時必須綜合考慮開發動態、油藏工程測算和數值模擬的結果，兩油藏第一年可建產能9.2×104t。
主要參考文獻
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[2]劉漪厚.扶余裂縫型低滲透率砂岩油藏.北京：石油工業出版社，1997.
[3]朱義吾.馬嶺層狀低滲透砂岩油藏.北京：石油工業出版社，1997.
[4]范乃福.勝利油區低滲透油田的開發與認識.1993.