李 南，丁祖鵬，焦松杰，劉新光

(中海石油(中國)有限公司北京研究中心，北京 100027)

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渤海灣裂縫性稠油油藏布井方式研究

李 南，丁祖鵬，焦松杰，劉新光

(中海石油(中國)有限公司北京研究中心，北京 100027)

渤海灣裂縫性稠油油藏擁有儲層裂縫發(fā)育、流體黏度大、弱底水等油藏特征，世界范圍內(nèi)尚無此類油藏的開發(fā)經(jīng)驗。基于油藏地質(zhì)特征，建立了大尺度仿真物理模擬模型，真實模擬地下流體在裂縫性雙重介質(zhì)中的流動。采用物理模擬和數(shù)值模擬相結(jié)合的手段，分別對比了水平井立體注采井網(wǎng)和水平井定向井混合立體注采井網(wǎng)的開發(fā)效果。研究表明：水平井側(cè)底注水開發(fā)效果最好，采出程度比其他注水方式高1.2個百分點，累計產(chǎn)油量最高，綜合含水最低，波及效率最高。該研究對此類油藏合理開發(fā)具有一定的借鑒意義。

裂縫；稠油；注采方式；物理模擬；數(shù)值模擬；渤海油田

1 地質(zhì)概況

目標油田位于渤海東部海域，平均水深為29.9 m。研究區(qū)為中生界花崗巖侵入體，油藏為塊狀油藏，儲量超過1×108m3。原油地下黏度為104～205 mPa·s，基質(zhì)滲透率極低，平均為1.26×10-3μm2；裂縫滲透率試井解釋為69.00×10-3～298.00×10-3μm2，裂縫儲量與總儲量之比平均為17.5%。由于目標油田存在稠油、裂縫、花崗巖基質(zhì)及位于海上等特點，使其開發(fā)面臨極大挑戰(zhàn)[1-3]。

2 大尺度物理模型建立

2.1 模型制作所需材料

選取的滲流介質(zhì)物性與實際油藏相似，巖塊粘連及模型密封采用環(huán)氧樹脂材料，采用外徑為6 mm、內(nèi)徑為4 mm的聚氯乙烯透明管材模擬裸眼井筒，挑選的天然巖石露頭經(jīng)過去粗取精處理后，加工成為7 000塊5 cm×5 cm×5 cm的正方體巖塊。

2.2 模型建立過程

①對加工好的正方體巖塊進行排列和粘連。如圖1所示，按照儲層實際裂縫密度與裂縫方向?qū)φ襟w的6個面進行粘連處理，如果2塊巖塊間沒有裂縫則用環(huán)氧樹脂粘連，如果存在裂縫則采用一定粒徑的玻璃珠填充而不粘連；②預先設(shè)計好井位，對需要打井的巖塊先鉆孔，再粘連；③粘連完畢后，用環(huán)氧樹脂膠對模型外表面進行密封，等膠徹底凝固后，再密封一層，如此反復共密封3層，目的是保證模型外表耐壓性，以免在實驗過程中損壞；④密封完成后，在指定位置打飽和孔，并連接飽和管線；⑤確定管線與模型密封性能良好，無漏氣、漏液現(xiàn)象，模型制作完畢。該模型尺寸為1.0 m×1.0 m×0.5 m，井筒半徑為0.3 cm，最終粘連了4 851個巖塊。

圖1 大尺度物理模型

3 合理布井方式物理模擬研究

3.1 水平井立體注采井網(wǎng)

模型的井網(wǎng)單元中有1口水平注水井、2口水平采油井，采油井位置不變，注水井位置不斷發(fā)生變化，分別為中部注水、中底注水、側(cè)中注水、側(cè)底注水。如圖2所示，紅色O1、O2井為生產(chǎn)井，藍色W1、W2、W3、W4井為注水井。

圖2 水平井立體注采井網(wǎng)示意圖

實驗前應用相似準則將實際油藏參數(shù)及開發(fā)制度轉(zhuǎn)化為模型參數(shù)，其中模型注采壓差為0.3 MPa，注水井最大注入速度為50 mL/min，對應實際油藏中的最大產(chǎn)液量為500 m3/d；生產(chǎn)井最大采液速度為25 mL/min，對應實際油藏中最大注入上限為1 000 m3/d，經(jīng)過30 h(對應實際開采時間為30 a)，不同布井方式下開發(fā)效果如表1所示。對比4種不同布井方式下的開發(fā)效果，目標油田油水黏度比高達270，較大的油水黏度比導致油水滲流阻力差較大，水極易通過主流線裂縫竄進，致使無水采油期較短，無水采油量較低，大部分原油均在高含水期采出。4種井網(wǎng)的無水期采油量由小到大依次為：側(cè)中注水、中部注水、側(cè)底注水、中底注水。側(cè)中注水與側(cè)底注水布井方式下，由于O1井距離注水井過近，見水較早。

表1 不同注水井位開發(fā)效果對比

隨著開發(fā)的進行，油藏整體滲流阻力明顯下降[4-6]，各井很快轉(zhuǎn)為定液量生產(chǎn)，在相同的注采液量條件下，井距越大，水上升速度越低，產(chǎn)油速度相對較大。開發(fā)后期，中底注水的O1、O2井以及側(cè)底注水的O2井均保持了較高的產(chǎn)油速度。投產(chǎn)30 h后累計產(chǎn)油量由小到大依次為：側(cè)中注水、中部注水、中底注水、側(cè)底注水。由物理模擬可知，水平井側(cè)底注水開發(fā)效果最佳，開采30 a時采出程度約為11.3%。

3.2 水平井定向井混合立體注采井網(wǎng)

模型的井網(wǎng)單元中有1口定向注水井、2口水平采油井，采油井位置不變，注水井位置及注水層位不斷發(fā)生變化，分別為定向井正對全井段注水、定向井交錯全井段注水、定向井交錯底部注水。如圖3所示，其中紅色O1、O2井為生產(chǎn)井，藍色W1、W2、W3井為注水井。

圖3 水平井定向井立體注采井網(wǎng)示意圖

通過改變注水井位置及注水層位，進行了3組驅(qū)替實驗。生產(chǎn)制度均為定壓生產(chǎn)，注采壓差為0.3 MPa，設(shè)置注水井最大注入速度為50 mL/min，設(shè)置生產(chǎn)井最大采液速度為25 mL/min。

通過模擬發(fā)現(xiàn)，由于油水井間距較小，定向井正對注水開發(fā)效果明顯低于定向井交錯注水，因此，最終對比定向井交錯底部注水、定向井交錯全井段注水與水平井側(cè)底注水3個方案的開發(fā)效果，發(fā)現(xiàn)底部注水可有效利用重力分異作用，延緩含水上升速度。

如表2所示，模擬實驗時間為20 h，水平井側(cè)底注水采出程度比定向井交錯注水高1.2個百分點，表明底部注水可以有效延緩水淹速度，提高波及體積，從而有效提高采收率。由于定向井方案開發(fā)效果均遠不如水平井側(cè)底注水，海上油田開發(fā)還受到平臺規(guī)模的影響，為達到少井高產(chǎn)的目的，故采用水平井側(cè)底注水井網(wǎng)作為最佳布井方式。

表2 不同注采井網(wǎng)方式開發(fā)效果對比

4 合理布井方式數(shù)值模擬研究

以目標油田實際地質(zhì)模型為基礎(chǔ)，設(shè)計了中底注頂采、側(cè)底注頂采、頂注頂采和中注中采等4種注采布井方式。由于物理模擬結(jié)果中水平井注水開發(fā)效果明顯優(yōu)于定向井注水開發(fā)效果，因此， 4種布井方式均采用水平井，其中注水井為5口，采油井為15口。各井最大產(chǎn)液量設(shè)定為500 m3/d，最大注入上限為1 000 m3/d，通過注采平衡控制各井產(chǎn)量，模擬開發(fā)20 a，模擬結(jié)果如表3所示。

表3 不同布井方式數(shù)值模擬結(jié)果

由表3可知，側(cè)底注頂采方案的累計產(chǎn)油量為370×104m3，綜合含水為94.1%，波及效率最高，開發(fā)效果最優(yōu)，與物理模擬實驗結(jié)果吻合，最終推薦目標油田采用側(cè)底部注水頂部采油的開發(fā)方式。頂注頂采及中注中采開發(fā)效果較差主要原因在于油藏中下部儲量較難波及，動用程度較低，中底注頂采油布井方式開發(fā)效果較差的主要原因為其注采井數(shù)比為1∶1，相同注入量下，中底注頂采布井方式下的采油井含水上升相對更快。通過數(shù)值模擬與物理模擬方法共同印證了水平井側(cè)底注頂采的布井方式為目標油田合理的布井方式，為該油田合理經(jīng)濟開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

5 結(jié) 論

(1) 由于目標油田為世界罕有的裂縫性稠油油藏，開發(fā)難度大，可借鑒的成功開發(fā)經(jīng)驗少，為合理開發(fā)該油田，制訂了物理模擬篩選、數(shù)值模擬印證的布井方式確定方法。

(2) 通過物理模擬發(fā)現(xiàn)，大部分原油均在高含水期采出，當采用水平井注水時，開發(fā)效果由小到大依次為側(cè)中注水、中部注水、中底注水、側(cè)底注水。

(3) 采用定向井注水開發(fā)效果明顯不如水平井注水，在不同布井方式中以側(cè)底注頂采布井方式開發(fā)效果最優(yōu)。

(4) 數(shù)值模擬結(jié)果發(fā)現(xiàn)，側(cè)底注頂采布井方式波及效率最高，油井平均含水上升速度較低，開發(fā)效果最優(yōu)，同時印證了物理模擬的結(jié)果。

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編輯 劉 巍

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.024

20160229；改回日期：20160720

中海石油(中國)有限公司重大專項課題“海上稠油熱采開發(fā)方案設(shè)計方法及關(guān)鍵技術(shù)研究”(2013-YXZHKY-013)

李南(1986-)，男，工程師，2008年畢業(yè)于中國石油大學(華東)數(shù)學專業(yè)，2013年畢業(yè)于中國石油大學(北京)油氣田開發(fā)專業(yè)，獲博士學位，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)方面的科研工作。

TE324

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1006-6535(2016)05-0100-03