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基于流线模拟的低渗透油藏中后期调整研究

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基于 流线 模拟 渗透 油藏 后期 调整 研究
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2009年12月 第28卷第6期 大庆石油地质与开发 2009 V 0i.28 0.3969/J.000—3754.2009.06.022 基于流线模拟的低渗透油藏中后期调整研究 吴 琼 李相方 罗万静 张英芝。 (1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京102249;2.中国地质大学能源学院,北京100083 3.大庆油田有限责任公司榆树林油田开发有限责任公司,黑龙江大庆151100) 摘要:早期低渗透油藏井网设计时往往未能充分考虑微裂缝发育对生产的影响,导致基础井网不能适应油田中 后期开发需要。针对低渗透油田微裂缝发育导致渗透率呈现明显方向性的特点,采用考虑渗透率平面非均质性 和井网方向的流线模拟技术,对油田整个生产动态特征进行系统评价,并在此基础上提出基于流线特征的后期 调整方法和思路。该方法从理论上为下步井网调整和大型数值模拟奠定了基础,也为其他类型的低渗透油藏井 网设计和调整提供了一种方法和思路。 关键词:低渗透油藏;流线模拟;井网调整;平面非均质性 中图分类号:献标识码:A 文章编号:1000—3754(2009)060N U 1. 02249,2.00083;3.td.51 100,t of to of of on as a of of to of of of of of to of of on he a of of 稿日期:2008—10—20 基金项目:国家“973”重点基础研究规划项目(2003中国石油天然气股份公司重点科技攻关项目(06. 021 1 作者简介:吴琼,女,1982年生,在读硕士,现从事油藏工程研究。 E—28卷第6期 吴琼等:基于流线模拟的低渗透油藏中后期调整研究 ·1 1 1· 线是流体在一定驱动力下的运动轨迹。在油 水渗流中,注采井间形成的流线形状不会随着注采 井的制度的变换而改变。同时,流线模拟表征的是 流体随着时间变化的运动轨迹,能非常直观的反映 储层不同位置的油水推进情况,利于对生产动态的 分析和预测。国内外很多学者采用流线模拟方法对 油水两相渗流特征进行了系统研究¨ J。 低渗透油藏储层致密,往往微裂缝较为发育。 微裂缝的存在一方面增大了储层的有效渗透率,另 外一方面也使得储层渗透率呈现明显的平面非均质 性,表现在存在一个主应力方向。这种渗透率的平 面非均质性直接导致注水时油井见水呈现方向性 [8主渗透率方向油井往往会过早见水,而次渗 透率方向的油井却难以建立有效的驱替系统,仅仅 依靠储层和流体的弹性能量开采,从而导致地层中 大量剩余油滞留地下。特别是我国在20年代初期,低渗透油藏多采用正方形反九点井 网方式进行开采,且布井时对裂缝方位的认识和考 虑不够,导致见水方向性明显,采油速度低,甚至 到后期已经无法形成经济产能。系统评价整个生产 历史并搞清楚剩余油分布规律,对于重新开发未动 用储量和后期井网调整至关重要。考虑裂缝方向的 流线模拟不仅能很好的诠释整个生产历史,而且能 为下步方案调整提供很好的解决思路。本论文以我 国大庆外围榆树林油田的东16井区为例,详细阐 述考虑裂缝方向的流线模拟方法和后期井网调整思 路。该方法和思路对其他类似油田的开发也具有借 鉴意义。 1区域地质和生产概况 东16井区位于榆树林油田的北部,扶杨油层 含油面积11.0 地质储量824 X 10 t。平均有 效厚度14.3 m,孔隙度13.5%,空气渗透率4.47 X 10一 m ,油藏类型为断层.岩性复合油藏。该井 区是一个被断层复杂化的,向西倾没的单斜构造, 发育6条大断层,且均为正断层,走向以近南北向 和近北北东向为主(图1)。中间相互连接的复杂 断层将整个井区分为东160和升371两个断块。 1993年采用300 m 发,东160断块井排方向北东77.5。,与主应力 方向平行;升371断块井排方向北东9O。,与主应 力方向夹角为12.5。 图 o.16 in i 16区块开发初期单井平均日产油13.8t,是 榆树林油田主产区块。从整个生产历史来看,升 371断块开发效果好于升160断块。同时,开发过 程中均逐渐暴露出水井排油井含水上升快,油井排 注水受效差等矛盾。特别是,东160水井排油井水 淹严重,油井排油井受效甚微;而升371水井排和 油井排油井都不同程度受效(图2、图3)。 \ .8《卜 抽 开采时间/a 图2东160断块不同井排油井含水上升曲线 il in 60 1999年区块在东160断块布加密井8口,加 密方式为注水井与角井中心加密,加密后的生产动 ·112· 大庆石油地质与开发 2009 开采时间/a 图3升371断块不同井排油井含水上升曲线 of oi l in o.371 态表明:基础井网油井排生产态势基本不变;加密 井初期含水高,并很快进入高含水。 2基于流线模拟的生产动态评价方法 从生产动态可以看出,该区块两个断块生产特 征在呈现一定共性的同时,也存在较大差异。根据 生产动态和测试资料计算得到东160和升371断块 的 方向渗透率与7和2.65。 考虑渗透率的平面非均质性和实际井网方向与主应 力方向的夹角,并结合闫宝珍 3 等人对反九点井 网流线的研究方法,采用流线模拟器模拟300 m× 300 4、图 5)。 图4东 o.160 图5升371断块流线分布 o.371 行,因此,开井生产时导致注水前沿沿主应力方向 推进,从而导致水井排油井(过早见水水淹;而与之对应的油井排油井 (很难见 到注水效果,这些油井主要依靠地层和流体的弹性 能量开采,因此生产10余年依然处于低含水状态 (图2)。8口加密井投产后,由于加密井接近水驱 前沿,因此投产后这些井会很快进入高含水状态。 而加密井的投产并不能有效的改变原始油井排油井 的渗流流场,因此,加密油井后对原井排油井生产 不会有太大影响。 对于升371断块来说,由于布井方向与主应力 方向呈12.5。的夹角,因此,注水最前沿避开了水 井排油井,从而使得水井排油井含水上升速度较东 160断块慢,水淹时间推后;当水井排油井水淹 时,整个水驱前沿已经波及到井组面积的大部分区 域,从而导致油井排受效。这就是为何升371断块 油井排受效、水井排油井含水上升速度缓,开发效 果明显好于东160断块的主要原因。 。 3基于流线特征的中后期调整方法 从流线模拟图可以看出,由于东160断块布 井井网方向与主应力方向(微裂缝发育方向)平 通过前面的分析表明,考虑主应力方向、井网 方向的流线模拟方法能很好的解释油水井生产动 态、油井生产差异、见水原因以及评价加密效果。 同样,采用流线模拟方法也能为下步井网调整 提供重要参考。从前面的分析可以看出,东160断 第28卷第6期 吴琼等:基于流线模拟的低渗透油藏中后期调整研究 ·1 13· 块目前的剩余油主要富集在油水井排之间的大量区 域。开发中面临最大的问题是如何在油井排和水井 排之间建立起有效的驱替系统。结合油井排油井和 加密井生产动态表明,该断块采用油井加密的方式 并不能有效的动用剩余油。流线模拟表明油井加密 后整个渗流流场没有较大改变,因此,该断块下步 应以改变流场为主,具体做法就是在原注水井和角 井之间加密水井,形成注水接力驱替。对原水井排 的处理:原水井排高含水油井转注(形成线性驱替,采用间歇性周期注水, 确保此井排水井压力略高于加密井水井排压力,使 得加密水井主要向油井排驱替采油;对加密井的处 理:加密井先期采油,待高含水后转注,形成两排 注水井的接力驱替(图6)。 \ \ (a)加密4口油井 (b)水淹后转注 (C)转注后流线分布 图6东160断块下步调整方法 1o.160 对升371断块,剩余油分布在油井间及油井 排两侧较小区域,且角井附近剩余油分布不对称 (如结合 整个开采历史及流线模拟结果,下步应采用分阶段 多次油井间加密方式,即先在剩余油富集区(避 主流线前沿区,行井间 加密;根据生产情况再决定在剩余油相对富集区 (迎主流线前沿区,行 井间加密。第二次和第三次加密为可选加密。这种 方法能够有效的减小一次加密所有采油井带来的投 资风险(图7)。 l - 一 多 一 r ' l 第一次加密 第二次加密 第三次加密 图7升371断块下步调整方法 o.371 4结论和建议 (1)流线表征的是流体随着时间变化的运动 轨迹,其注采井间的流线形状不会随着注采井的制 度的变换而改变。流线模拟是评价低渗透油藏开发 效果的有效方法。 (2)低渗透油藏微裂缝发育,渗透率呈现平 面非均质性;在进行流线模拟时,需要确定平面 、要考虑原井网的布井方向 与主应力方向的夹角。 (3)流线模拟结果具有直观、动态的特点。 通过不同时刻的流线分布结果,能很好的评价井网 开采效果和确定剩余油分布,从而为后期调整奠定 基础。 (4)针对两个典型断块的流线模拟结果,文 ·114· 大庆石油地质与开发 2009正 中提出了中后期调整方法:东160断块下步应以加 密注水井改变流场为主;而升371断块则应以油井 排间分阶段加密为主。该方法从理论上为下步井网 调整和大型数值模拟奠定了基础,也为其他类型的 低渗透油藏井网调整提供了一种方法和思路。 (5)文中形成的方法和思路也可用于低渗透 油藏早期井网设计中。 参考文献: [1]侯健.用流线方法模拟碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱 [J].石油大学学报(自然科学版),2004,28(1):58[2]王洪宝,苏振阁,陈忠云.油藏水驱开发三维流线模型[J]. 石油勘探与开发,2004,31(2):99—103. 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