断块油藏动态层系井网合理参数界限及应用
——以东辛油区营17断块为例

卢惠东,庞丽丽,薛巨丰,姚 娜,聂法健,王艳平

(1.中国石化胜利油田分公司东辛采油厂,山东东营 257000;2.中国石化胜利油田分公司CCUS项目部,山东东营 257000;3.长江大学石油工程学院,湖北武汉 430100)

动态层系井网模式是指在油田开发中后期利用老井资源现有井网、依托分采分注工艺、根据不同类型断块剩余油分布规律有针对性地开展层间、平面流线动态调整。通过纵向差异组合、构建动态井网,可提高不同储量的水驱控制程度及水驱动用程度。

王磊等[1]指出传统开发注采井网调整模式投入大,适配性差,制约了油田采收率的提高;尚教辉等[2]通过轮注轮采矿场试验优化采油、注水周期及生产参数,改善吸水状况,有效扩大注水波及体积,使注入水进入基质系统较深的孔喉中,在山156区取得较好的开发效果;张顺康等[3]针对老油田开发中后期的中高含水阶段,考虑不同方向上油井的储层静态以及开发动态差异,按照不同方向上的油井在某一时间段内剩余可采储量采出程度相同的原则,提出矢量化井网设计方法,保证不同方向上的油井同时达到经济极限;叶剑川[4]、王跃刚[5]将注水层划分成几个层段分别以不同的配注量进行注水,合理计算每个层段的注水量,并对实际生产情况进行动态分析,及时调整注水层段配注量,有利于提高油藏采收率。基于Eclipse数值模拟软件的生产优化控制模型完成动态调控参数的5年优化方案,在滨2块实施后,采出程度提高3.01%。

1 研究背景

东辛油区位于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带东段,构造复杂,储层非均质性较强,油藏类型多样,以断块油藏注水开发为主。近年来,逐步形成了层系细分、立体开发、配产配注、注采耦合等断块油藏提高采收率技术系列。受地质因素及开发现状影响,在高含水开发阶段注入水沿天然高渗透条带形成无效循环,导致制定的剩余油挖潜措施实施效果较差[6];目前已进入特高含水-深度开发阶段,特高含水储量占比达83.8%,针对层间、平面干扰加剧[7]、固有流线调控难度加大等状况[8],亟需开展动态层系井网合理技术政策研究。

2 试验区概况

东辛油区营17断块位于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带中部东营穹隆背斜带的北翼,于1969年投入开发,目前完钻井188口,主要含油层系为沙河街组二段,含油面积2.3 km2,地质储量881×104t,储量丰度383×104t/km2,属于“小而肥”的断块油藏,随着油田含水的不断上升,剩余油分布更加分散,采取的措施挖潜效果越来越差,稳产难度加大。

2021年在深化应用轮采轮注、轮采轮休技术的基础上,围绕少井高效、靶向补能,立足单元整体设计、分步实施,提出了构建动态层系井网的调整思路,并在营17断块初步取得了较好的调整效果,但在实施过程中存在以下问题:①纵向合理分段政策界限标准有待进一步确定[9],需将已有的定性评价转化为定量化标准;②平面井网优化有待进一步加强,需制定合理井网、井距标准[10],为后期井网调整提供可靠依据;③换层时机及合理注采强度有待进一步探索。因此,有必要开展多油层断块油藏动态层系井网技术政策界限研究[11],为完善提升技术、扩大应用规模奠定基础[12]。

3 模型选取及更新

在精细刻画特高含水期断块油藏剩余油分布基础上,开展层系动态井网相关技术政策研究,选取已建立三维精细地质模型作为基础模型,其断块油藏特征明显,可被切割成不同类型的井网及小断块,且运算时间适中,模型参数如表1所示;更新模型并开展历史拟合至目前生产阶段,在此剩余油基础上,根据动态层系井网参数优化设计要求,将切割井组模型概念化,概念化后的模型地质参数及流体性质均来自东辛油区营17断块油藏实际参数。

表1 营17断块模型网格参数

4 动态层系井网参数界限优化

4.1 纵向分段合理级差

目标单元营17断块孔隙度20.4%～28.0%,平均25.2%,渗透率范围87×10-3～996×10-3μm2,主力层平均渗透率473×10-3μm2;储层非均质性较强,渗透率级差最大达11.4,突进系数2.11,渗透率变异系数0.6。基于目标油藏实际物性参数,依据试验区地质特点设置物性参数模型如图1所示。

4.1.1 采出端

在同一层段内,针对不同级差组合的合采合注开展数值模拟,预测不同级差下的开发效果。模拟结果显示,随着级差缩小,阶段采出程度提高;且级差每降低1,阶段采出程度平均提高0.47个百分点;合理层间级差控制在4以内,如图2所示。

图2 层间级差与采出程度关系对比

4.1.2 注入端

针对水井在不同级差组合下合注效果开展研究,模拟结果显示,层间级差越大,对应油井层间动用差异越大,层间级差为10,层间干扰严重,采出井物性好的层段动用程度较好,其他层段得不到有效动用[15],导致相同时间内阶段采出减少,从预测结果来看,水井同一层段内合理级差应该控制在4～6,如图3所示。

图3 注入端层间级差与采出程度关系曲线

4.2 合理层间压差优化

结合研究内容,将物性好的地层压力设置为低压,将物性差的地层压力设置为高压。方案设计层间压差从1 MPa到10 MPa来模拟不同层间压差下的各层产出情况,数值模拟研究表明,随着层间压差增大,阶段采出程度由19.38%下降至17.56%,下降1.80个百分点,层间压差增大,层间干扰增强,阶段采出量减少,但影响程度没有级差大;综合分析对比,层间压差每增加1 MPa,阶段采出程度降低0.20个百分点,如图4所示,且不同压力状况的层系,动用明显不同,建议动态组合层系的层间压差越小越有利于采出。

图4 层间压差与采出程度关系

4.3 不同能量状况组合优化

不同能量状况的层段如何组合是实现均衡驱替的因素之一,结合目标油藏现阶段及不同能量分布状况,将模型组合为三套不同能量状况的层段,分别为整体低能(低剩余油饱和度+低地层压力)、局部高能(局部高剩余油饱和度+局部高地层压力)、整体高能(高剩余油饱和度+高地层压力),通过不同组合及单独生产一套层段的模拟分析,明确不同能量组合的驱替效果。

数值模拟研究显示,对于单独分采一套层段来说,在相同时间段内,能量状况越好,初期产油量及累计产油量均较高,整体高能层段单采阶段累计产油量达1.52×104t,整体低能层单采的仅0.37×104t,如表2所示。

表2 不同能量状况组合

表3 不同能量状况组合阶段采出状况

设计三种不同能量层段不同组合方案4组,对比分析不同组合下的增油情况,不同能量状况组合合采的单层累计产油量均低于单层单独生产,单独生产三套层段阶段累计产油量2.37×104t,而三套层段合采累计产油量2.03×104t,采出程度下降1.60个百分点。

从两套不同的层段合采状况可以看出,不同动态能量状况的差别影响单层采出,合采时单层的产油量均低于单采时的产油量,整体低能层段在不同的合采方案下,累计产油量较少,三层合采时对其抑制最大;而对于局部高能和整体高能层段来说,不同方案组合的降产远低于整体低能层段,因此,建议在矿产试验中对潜力可靠的低能层段进行单独生产,确保其动用规模和效果。

从不同层段合采效果来看,组合层段能量状况差别越大,单层累计产油量均高于其他组合方案;从单井增产来看,能量状况差别越小,累计产油量相对较高,近似均衡驱替[16]。

4.4 分采分注合理参数界限

4.4.1 合理注采井距

结合目标油藏开发现状,设计注采井距为100～500 m,对比分析不同注采井距下的开发效果。数值模拟结果表明,当井距从100 m增加到500 m,阶段累计产油量从3 066 t升到3 286 t(400 m井距),然后随井距增加,累计产油量开始下降,井距越小,注入水沿单层突进,纵向注采影响较大,物性好的层含水上升快;随着井距变大,减缓单层突进,纵向推进更加均匀,累计产油量相对较高,当井距大于400 m后,生产效果变差,如图5所示。

图5 不同井距下累计产油量变化

4.4.2 注采比优化

结合现场实际状况,设计注采比为1.0～2.0,对比不同注入强度下的驱替效果。注采比高、物性好的层动用程度较高,但迅速水淹,导致含水率升高,增油效果变差,其他层段很难动用;而低注采比有助于均匀水驱,层段内均衡驱替效果最好。

从含水率曲线可以看出,随着注采比增大,含水上升速度明显加快,且注采比越大,含水上升速度越快;从阶段增产来看,对于中高渗油藏,随着注采比提高,预测期累计产油量呈下降趋势,从注采比为1.0时的7.07%下降到注采比为2.0时的4.36%,下降2.71个百分点;整体来看,阶段采出程度下降呈逐渐加大趋势,当注采比高于1.4以后,下降趋势明显加剧,合理注采比建议在1.2以内,如图6所示。

图6 同注采比预测期内含水及提高采出程度幅度对比

4.4.3 换层时机优化

针对不同剩余油分布层段,平面上设计注采错峰、纵向上设计注采错层来模拟不同的换层周期,井距400 m,同层注采比1.0,对比不同换层周期的驱油效果,明确最佳换层时间,方案设计如表4所示。

表4 部署注采井及注采层段设计

针对不同剩余油分布层段,对比不同换层周期的驱油效果,如图7所示,随着换层轮次增加,井组日产油呈下降趋势,且下降幅度减缓,层间动用差异减小;且随着换层时间增加,阶段累计产油量降低,从下降幅度来看,3个月内换层最佳。

图7 不同换层时间阶段累计产油量变化

图8 不同换层时间采出程度提高幅度对比

对于不同能量状况的层段,合理换层时间不同,能量补充相对低的层段,合理换层时间为5个月,但提高幅度整体偏小;对于能量补充相对高的层段,合理换层时间与全井一致,3个月内换层最佳;因此,需综合分析试验井组分采分注层段的物质基础及动态现状,合理选取换层时间。

5 现场应用效果

目标油藏营17西为中高渗、常温常压、稀油、半开启型断块油藏,综合含水87.6%,采出程度28.4%;针对动态非均质性加剧,水驱动用不均衡的开发现状,2021年8月开展了分采分注动态层系井网构建矿场试验。

油井:按照分层标准下入两段分采管柱;水井:按油井分采层段对应实施分注。

结合本次动态井网研究成果,考虑上段受层间干扰影响整体动用较差,需充分利用井资源完善注采井网,提高水驱控制;同时受平面非均质性、注采强度差异等因素影响,需优化注采流线的现状,2022年主要调整优化上段层系注采,构建新的注采流线,实现均衡流场,提高注水效益。调整实施后,提高了低动用层水驱控制程度及动用效果。2022年度先后实施换层7井次,注采调配30余次,年度综合含水下降2.9个百分点,吨油运行成本下降33元/吨,开发态势和效益持续向好。

6 结论与建议

1)基于拟均质多层油藏模型,开展多组对比方案,明确了同采井合理层间级差控制在4以内;同注井合理层间级差控制在4～6以内;层间压差及能量差异越小,开发效果越好。

2)对于高-特高含水开发阶段的中高渗断块油藏,井距400 m时分注分采提高采收率效果最好;同一层段内注采比为1.0时,合理换层时机为3个月,随着注采比增加,换层时间缩短。

3)项目研究明晰的技术政策界限是基于数值模拟量化的指标界限,在实际矿场应用中,受多因素影响,实施时需根据实际井组状况动态优化,建议同一层段的组合尽量保持动态参数相近。

4)优先选择把握性较大的井组实施,收到好的成效后,在同区块、同条件进行选井,成功一组再干下一组,确保矿场实施效果不断向好。