1. 引言
长期以来,油气田开发中合理井网的研究一直是人们重视的课题。20世纪40年代,Muskat [1] 对简单井网的渗流机理进行了深入的研究;同时,人们在油层均质和流度比为1的条件下,提出了见水时刻油层波及系数和注水方式(即井网形式)之间的理论 [2] 。其后,在50年代,人们研究并且搞清了在任意流度比的条件下,见水后油层波及系数在水驱油过程中的变化。90年代初,齐与峰 [3] 提出了井网系统理论。从90年代开始,郎兆新 [4] 等人开始研究水平井井网的开采问题。随着实践的不断发展,人们对井网的认识也在不断深入。因为井网在油气田的生产中占有相当重要的地位,它的选择、部署和调整在很大程度上决定着油气田的生产规模、开采年限以及油气田企业的经济效益 [5] [6] [7] [8] [9] ,因此,本文对复杂断块凝析气-油层A区井型井网的确定及参数优化进行研究。
2. 断块油气藏基本概况
本文研究目标区块为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏。工区面积约5.5 km2,东西宽约1858 m,南北长约2980 m。构造区距离最近港口油库为120海里,区域水深1350~1525 m,区域地形示意图见图1。本油田主要钻遇A1、A2、A3段,主力含油层系为A3段。A油田构造形态为一被断层复杂化、北东走向的半背斜。依据三维地震资料,在该地区解释了多条断层,主要活动期在A3与A2段。根据岩心分析资料,A油田孔隙度和渗透率有较好的相关性,为中孔中渗储层。根据凝析油含量和凝析气藏油环大小分析,该凝析气藏为一带较大油环凝析气藏。
3. 开发原则
海上油藏的开发首先要以提高原油采收率为目的,以经济效益为中心,快速开采,充分利用天然能量。开发方案制定原则可归结为以下几点:
1) 注重经济效益,切实贯彻“少投入,多产出”的方针,确保下游市场对油、气的需求;
2) 凝析气–油藏的开发设计必须考虑合理开采原油、凝析油和天然气资源,尽可能提高它们的采收率;
3) 合理划分开发层系;
4) 井网密度和布井方式要充分考虑底水分布和构造形态变化;
5) 开发方式的选择要适应凝析气藏的地质条件和市场条件;
6) 制定合理的单井产能和生产压差。
4. 开发层系划分
划分开发层系,即把特征相近的油层合在一起,用一套生产井网单独开采。划分开发层系的原则:
1) 一个独立的开发层系应具有一定的储量,以保证油田满足一定的采油速度,具有较长的稳定时间,并达到较好的经济指标;
2) 各开发层系间必须具有良好的隔层,以保证开发时,层系间能够严格地分开,确保层系间不发生串通和干扰;
3) 同一开发层系内储层的构造形态、油水边界、压力系统和流体物性应比较接近;
4) 在开发工艺所能解决的范围内,开发层系不宜划分过细,以减少建设工作量,提高经济效益。
A油田构造特征为一被断层复杂化、北东走向的半背斜,有一系列近东西向伴生断层。断层将工区分为两个区块,断层以北为北区,断层以南为南区。北区A2层油藏根据经济因素及开发实际情况放弃开采。结合储层物性和测井数据分析,南区A2层含有凝析气、油环及边水,含凝析气面积较小且集中,处于同一压力系统,下部存在稳定分布的隔层;南区A3层含有油与边底水,处于同一压力系统,且位于A2层凝析气藏以下,两层之间具有良好隔层,所以凝析气藏与油藏采用一套井网开发。
5. 开发方式确定
一般凝析气藏的开发方式主要分为衰竭式开采方式、注气保持压力开釆方式。主要判断条件是凝析油含量和储量,储层的均质性、渗透性和连通性以及有无经济效益等。注气驱和注水驱开发,由于气水物性差异和不互溶性,容易形成水窜并造成井筒积液,影响气井正常生产,特别是对于没有油环或油环比较小且裂缝发育的凝析气藏,负面影响更加突出,所以,一般不釆用注水开发方式开发凝析气藏。
衰竭式开发凝析气田很容易满足国民经济对天然气的需求,月基建投资少,能很快地收回成本,因此,分析衰竭式开发凝析气田的采收率问题意义很大,并为提高凝析油采收率和开发方式选择提供依据。衰竭式开采主要是利用油藏的边水、底水,以及油气藏自身、储层岩石和束缚水的弹性能采出原油。衰竭式开采有以下三个优点,① 充分利用天然能量,② 可以节省投资,③ 地层适应性强。由于衰竭式开采是以压力的大幅度下降为代价进行开采的,因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。
A油田凝析气藏具有油环及边水,边水侵入可使凝析气藏压力下降速度减慢。该凝析气藏为中孔中渗储层,气藏面积小、储量小,凝析油含量低,考虑到经济效益等问题,采用衰竭式开发方式。A油田A3层油藏具有边底水,考虑到充分利用天然能量,且要取得最大经济利润,采用衰竭式开发方式。
6. 井型井网确定
6.1. 井型优选
A油田凝析气藏凝析气储量较小,考虑经济等因素选取直井对凝析气藏油环和凝析气进行开发;考虑到A油田半背斜构造特征,且为中孔中渗储层,所以本次开发方案设计选取水平井对南区油藏进行开发,水平井生产井段长,单井产量高,控制范围大且底水锥进速度慢,优于直井。
6.2. 井网优选
在开发方案设计过程中,布井方式遵循的基本原则是:
1) 最大限度地适应油层分布状况,控制住较多的储量;
2) 所选择的布井方式具有较高的面积波及系数,实现油田合理的注采平衡;
3) 不同地区油砂体及物性不同,对合理布井也有不同要求,应分区、分块确定合理井网密度;
4) 考虑到断层、局部构造、油藏构造、气顶分布情况、边水位置等情况时,往往要造成靖王的变形及井位的迁移和变更。
气井布在构造顶部比翼部有利,采取顶密边稀的布井方式效果较好。考虑到本凝析气藏为带油环的边水气藏,所以气井应远离油水界面。该工区油藏储量较大,而凝析气藏储量较小,且油藏与凝析气藏位于同一背斜构造中,所以根据油藏布水平井,利用水平井的直井段对凝析气藏油环和凝析气进行开发。南区油藏为一背斜构造,且储层倾角较大,所以沿构造长轴及短轴方向布置呈平行四边形,水平井井眼方向垂直于最大主应力方向。由基础数据可知,该工区最大主应力方向为北偏东60˚,因此设计水平井水平段方位角为北偏东150˚。
6.3. 井距优选
井距的大小决定了生产井压降漏斗形式,直接控制单井及累积产量,所以井距是油气藏开发方案设置的核心。本文应用Eclipse数值模拟软件,分别研究了同一区域在150 m、200 m、250 m等不同井距下生产的情况,模拟结果见图2。
根据模拟结果显示,当井距为200 m时产量最优。结合模拟结果,考虑整个区域的合理井网密度,选择200 m作为开发井距。
6.4. 水平段长度优选
水平井长度不同对底水油藏开发效果影响不同,为了找到能使产能最大化的最佳水平段长度,应用Eclipse数值模拟软件,分别研究了同一区域中不同水平井长度210 m、240 m、270 m、300 m以相同初始产量生产15年的情况,模拟结果见图3。
![](//html.hanspub.org/file/4-2950216x12_hanspub.png)
Figure 3. Horizontal section length optimization map
图3. 水平段长度优选图
根据模拟结果可知,随着水平段长度的增加累计产量增加,当水平段长为300 m时,累计产量达到最大值,因为随着水平段长的增加,有效的增大了水平井的泄油面积,但随水平段长度的继续增加,累计产量变化不大。所以,考虑到经济因素和施工难度,最终确定最佳水平井段长为300 m。
根据目标区块特征分析,井型优选和井距优化,5井再钻穿A3层为水平井,共打5口新水平井,6、7、8、9、10井分别钻穿A3层。主力开采油环,先采用5、9、10直井段开采油环,然后采用3、6、7、8井开采凝析气藏,最后3、5~10井开采A3层油藏,各井按合理产能配产。
7. 结论
1) 根据A区的储层特性和地质2特点,确定该区的开发方式为衰竭式开发方式;由于南区A2层与A3层两层之间具有良好隔层,且分别处于同一压力系统,所以凝析气藏与油藏采用一套井网开发。
2) 综合考虑A区的地质条件、开采成本、采气需求等多种因素,确定以6口水平井和1口直井为井网部署方案,其水平井水平段方位角为北偏东150˚。
3) 对水平井水平段长度,水平井井距进行优化,确定水平段长度为300 m,井距为200 m时开采效果最佳。