A油田属特低流度稠油油藏, 粘度高、密度大, 地面原油密度0.9537-0.9761g/cm3, 地下原油密度0.9326-0.9591g/cm3, 地面原油粘度960-1050m Pa.s, 地下原油粘度>600m Pa.s, 为特低流度稠油, 投资规模大, 开发难度较高。
结合油田构造解释及储层分析成果, 针对研究区井控程度低的特点, 采用相控分析+属性反演+砂控建模技术手段, 建立高精度地质模型, 地质模型平面网格步长为50m×50m, 垂向网格步长为1m, 总网格数位510万个。
应用PETREL三维地质建模软件提供的数据体生成网格数据体。模型网格步长均为50m×50m, 纵向网格为准确模拟砂体分布, 以及实现水平井方案的水平轨迹有效定位, 进行不等距粗化, 模拟厚度为1m/层, 数值模拟模型总网格数73×54×7=27594个。
对模型进行初始化拟合[1], 拟合原油地质储量为214.73×104m3, 与上报计算值相差1.59×104m3, 相对误差0.74%, 储量拟合精度能满足数值模拟研究要求。
利用油藏数值模拟技术, 对A油田开展井网优化研究, 主要包括开发方式、井网、井距、井型、注采方式以及水平井长度等方面进行优化研究。
A油田油藏温度条件下地下原油粘度为108-1692m Pa.s, 相对密度为0.9477g/cm3, 其油品性质属于普通稠油范畴。考虑到本区块试油自然产能较好, 反映储层物性、含油性质均能够满足生产, 同时参考同类油藏采用温和注水方式进行开发仍然取得了较好的开发效果, 因此开发方式考虑采用常规注水的方式进行开发部署。
在油田开发过程中, 正方形井网可以灵活多变地进行调整, 比较适合稠油油藏, 同时也易于直井与水平井的组合。在定向井正方形井网中, 有五点系统、九点系统及反九点系统。将标准的五点、九点及反九点井网, 井距为250m部署在A油田模型中, 对比计算结果显示, 反九点井网生产效果最佳。
考虑水平井开发, 设计水平井与定向井组合开发井网, 考虑8种组合方式 (见图1) , 水平段400m, 井距250m。
水平井与定向井组合井网:
方式一:1口水平采油井、3口定向注水井行列式排列;
方式二:1口水平采油井、3口定向注水井交错式排列;
方式三:1口水平采油井、2口定向注水井交错式排列, 定向井位于水平段中部;
方式四:1口水平采油井、2口定向注水井交错式排列, 定向井位于水平段两端;
方式五:1口水平采油井、1口定向注水井交错式排列, 定向井位于水平段前端;
方式六:1口水平采油井、1口定向注水井交错式排列, 定向井位于水平段中部;
方式七:1口水平采油井、1口定向注水井交错式排列, 定向井位于水平段后端;
方式八:水平采油井呈辐射状分布、定向注水井位于水平段中部。
考虑数值模拟研究结果, 将地质与工程相结合, 为达到降低钻井难度和钻井进尺、经济效益最大化的目的, 推荐井网为水平井采油、定向井水平段中部注水。
利用油藏数值模拟技术开展井距研究, 在A油田采用反九点法正方形井网, 设计200m、300m、400m、500m井距进行研究。
A油田储层平面非均质性强, 原油粘度大, 井距对油藏注水开发影响比较大。数值模拟结果显示, 随着井距增大, 断块注水效果变得越来越差, 累积产油量和采出程度则越来越低, 最终采收率越来越低。
由于水平井具有与油层接触面大、单井控制储量大、注入油层热利用率高、产量高以及生产压差低等特点, 利用水平井可将有工业价值产量要求的最小油层厚度降至最低限度, 从而达到提高采收率和开发薄油层难动用储量的目的。将A油田模型采用250m井距, 分别设计定向井、常规水平井鱼骨刺分支水平井三种井型, 主水平段为500m, 分支水平段为200m, 对比开发效果。
研究结果显示, 常规水平井累积产油效果与鱼骨刺分支水平井累积产油效果相当, 定向井累积产油量最低, 针对A油田储层特点, 采用常规水平井井型进行开发。
将A油田模型采用250m井距, 分别计算水平井段长度200m、300m、400m、500m、600m时的累产油量和产量增长速度。对比结果表明:水平段长度小于400m时, 产量增长幅度较大, 而水平段大于400m时, 产量、采油量增长幅度明显变缓, 因此优选水平井段长度400m。
应用油藏数值模拟方法, 论证A油田采用注水开发模式, 应用正方形反九点井网, 采用水平井与定向井组合井网模式, 井距300m, 水平段长度400m, 部署开发井网可有效提高稠油油藏水驱开发效果。
摘要：稠油油藏开发难度大, 合理的井网设计是提高稠油油藏开发效果的关键。应用油藏数值模拟方法, 获取最优井网组合形式, 实现A油田高效、高速开发的目的。
关键词：数值模拟,井网优化
[1] 陈兆芳, 张建荣, 陈月明等.油藏数值模拟自动历史拟合方法研究及应用[J].石油勘探与开发, 2003, 30 (4) :82-84.
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