低渗透油田井网部署合理性分析

低渗透油田井网部署合理性分析

近年来，石油工人在裂缝和石油裂缝的开发方面进行了不断的研究和实践。作者在分析低渗透油田水保护开发的基本特征后，揭示了裂缝对低渗透油田开发的影响。在分析当前常用的规则井网系统后，矩形井网和菱形井网被认为是低渗裂缝油田开发的合理井网。本文以吉林两井超低渗透油田让11试验区为研究对象，利用数值模拟手段对裂缝性超低渗透油藏的菱形井网和矩形井网进行了详细论证。1两井油田地质和裂缝特征两井油田位于松辽盆地南部中央坳陷区华字井阶地的北部，北临新立油田，西与乾安油田相接。构造上北高南低，地层倾角小于5°．南部为一向西南倾的鼻状构造，北部为北北西和北北东向条带状断块区。油田分布有大量的北西向、北东向、近南北向和近东西向伸展正断层，尤其以北部和东北部发育。该区多组系的断层格局决定了其储集层构造裂缝的多组系和多方位分布。两井油田钻遇的地层自下而上为白垩系泉头组三段、四段、青三口组、姚家组、嫩江组及第三系、第四系，储集层为下白垩统泉头组四段扶余油层，含油段厚度约100m，扶余油层顶面埋藏深度1200～1900m．两井油田扶余油藏含油面积118km2，地质储量4390×104t，平均有效厚度9.2m，平均丰度37.2×104t/km2，属于低丰度油藏。两井油田为三角洲分流平原和前缘相沉积，油层孔隙度一般为3%～14%，平均10.6%；渗透率一般为0.1×10-3～1.0×10-3μm2，平均为0.46×10-3μm2.两井油田的天然裂缝主要为构造裂缝，在规模上，又可分为宏观裂缝和微观裂缝两类。通过现今地磁和微层面定向，两井油田发育有近东西向、近南北向、北西向和北东向四组裂缝，以近东西向和近南北向这两组裂缝最发育。裂缝以高角度为主，平均线密度为0.58条/m，平均面密度为0.40cm/cm2．裂缝的间距主要为28～40cm，高度一般小于120cm，主要在岩层内发育。裂缝延伸长度一般小于15.5m，平均约为12.2m，少数延伸长度可达50m．微观裂缝的地下开度为5～20μm，平均12μm．裂缝的平均孔隙度为0.17%，平均渗透率为49.0×10-3～103.5×10-3μm2.让11试验区埋藏较深，含油面积2.586km2，有效厚度17.2m，储量207×104t，油层中平均深度1770m.2数值模拟研究设计考虑到数值模拟时间的限制，根据两井油田平均储集层参数和流体参数，建立了两井油田裂缝概念地质模型，利用SIMBESTⅡ数模软件，模拟预测两井油田不同井网形式和井排距配置开发效果，通过开发技术指标对井网形式、井排距进行优化研究。利用优化的开发井网系统，结合让11试验区实际三维非均质地质模型，模拟预测让11试验区注水开发效果，最后，从技术指标和经济指标优化出两井超低渗透油田让11试验区的最佳井网形式。在前期对两井油田地质、构造和油藏工程的认识基础上，根据井网井排距优化数值模拟的要求，利用实际的储集层、流体物性参数，建立了两井油田的概念地质模型，描述如下：砂岩基质平均渗透率0.5×10-3μm2，平均孔隙度11.7%，平均含油饱和度0.55，平均油层厚度10m，单储系数50×104t/km2．在数值模拟中，利用等效的方法模拟裂缝，裂缝所在网格宽度设计为5m，等效渗透率100×10-3μm2.根据对两井油田已有地震资料、地质资料的综合研究，利用地质建模软件，建立了两井油田让11试验区的三维非均质地质模型。两井油田扶余油层分为4个砂组13个小层，其中让11试验区含油小层12个，主力小层为2、7、12小层，3层有效厚度合计达13m左右，占扶余油层总有效厚度的3/4，其它小层范围虽然都较大，但厚度都比较薄。数模中对5、6小薄层与4小层、10、11小薄层与9小层进行了合并处理，这样纵向上模拟小层为8个。数值模拟研究设计如下：井网形式：菱形反九点、矩形五点井网。井网与裂缝配置：菱形反九点井网长轴方向与裂缝方向一致；矩形井网井排方向与裂缝方向一致。井排距：矩形五点井网排距：100、150、200m；井距：200、300、400、500、600m、700m、800m.单井产量3.0t/d，按1.3:1的注采比，初期五点井网单井配注4.5m3/d，菱形反九点井网单井配注14m3/d．生产压差8MPa，最小井底流压3MPa，注水启动压力8.5MPa，最大井口注入压力14MPa.模拟所用油藏工程参数如流体PVT、流体物性参数、相对渗透率、毛管压力以及井控制等参数均采用前期的研究成果。3优化排距与井网密度的关系低渗透油藏只要存在渗透率分布的方向性，即Ky/Kx不等于1，菱形反九点和矩形五点井网就比正方形反九点和正方形五点井网具有一定程度的优越性。正方形井网只需确定与储集层渗透率有关的合理井距，而菱形反九点和矩形井网需要确定与Ky/Kx有关的井距和排距。由于矩形井网和菱形反九点井网的内涵基本一致，都涉及到井排距的确定，因此首先根据概念地质模型对矩形井网进行井排距优化研究。人工裂缝注采井网的排距是由储集层基质渗透率决定的，排距大小反映了储集层基质的传导能力。图1是矩形井网不同井排距采出程度对比曲线，单从图中技术指标来看，排距为100m的采出程度最高。图2是不同排距矩形井网20年采出程度与井网密度关系曲线，对于排距为100m、150m和200m的矩形井网，在相同井网密度下，排距150m和排距100m的矩形井网采出程度都高于排距200m的矩形井网，采出程度提高1%左右。在密井网下（>14口/km2）下，排距100m的矩形井网开发效果最好，小于这个井网密度，排距150m的矩形井网开发效果最好，总的来看，排距150m和排距100m的矩形井网同井网密度下采出程度相差不大，这说明对于两井这样的超低渗油藏，矩形井网合理排距为100～150m两井油田为超低渗透油田，储集层传导性差，排距不宜过大；另一方面两井油田产能低、丰度低，井网密度不宜过密，即排距不宜过小。因此推荐150m、125m两个排距为矩形井网和菱形井网的优化排距。在保持井网面积不变的前提下，通过对比矩形五点井网在不同排距与井距比值情况下累积产油增量，可以优化出合理的排距与井距比值，再根据优化的合理排距即可确定井网合理井距。图3为不同矩形五点井网累积产量增加倍数与排井距比关系对比曲线。曲线表明，人工裂缝矩形五点井网的合理排距井距比为1:4左右。4开发效果分析对于让11试验区，选择125和150m两个排距方案，让11试验区合理井网密度为13井/km2，井距则分别为500m和600m左右。井网形式为矩形五点和菱形反九点井网。让11试验区注水井网设计方案见表1.根据让11试验区数值模拟研究和不同方案开发指标对比分析可以得出以下结论：(1）反九点井网开发效果都优于矩形五点井网从图4可以看出，反九点井网开发效果都优于矩形五点井网，反九点井网20年采出程度比矩形五点井网高1%～2%.(2)150m和125m排距井网技术指标互有优势从技术指标来看，对于反九点井网，排距125m的井网开发效果稍优于排距150m排距井网；对于矩形五点井网，排距150m的井网开发效果稍优于排距125m排距井网，这主要是由于两井油田注水能力对九点井网较为不足造成的。但总的来看，两种排距井网开发效果差别不大，让11试验区两种排距九点井网和矩形五点井网20年采出程度分别相差不到1%.从让11试验区四个开发方案的技术指标综合对比，认为125m×600m反九点菱形井网是最佳井网方案。5反八作用下的经济敏感性分析根据不同井网开发方案的开采动态预测结果，利用吉林油田提供的经济评价参数，对这些开发方案进行了经济评价，结果见表2．从表2可以看出，在目前条件下，让11开发试验区四个注水开发方案中，让11-2即125m×600m反九点菱形井网最优，最优方案内部收益率20.82%，投资回收期5.46a.对最优方案让11-2进行了经济敏感性分析，分析表明该最优方案的抗风险能力较强。6两井平台主要技术特点(1）对于人工裂缝低渗透油藏，菱形反九点井网和矩形五点井网比正方形反九点井网和正方形五点井网有较大程度的优越性，这两种井网方式既能提高注水波及效率，同样也具有较强的中后期调整灵活性。因此这两种井网对两井油田较实用。(2）依据让11试验区实际三维非均质地质模型，通过比较不同井网的开采动态，认为井网系统总的部署原