柳沟区块层系调整及井网优化技术应用.pdf

DOI：10.13876/J.cnki.ydnse.230057第 43 卷 第 1 期2024 年 3 月延安大学学报（自然科学版）Journal of Yanan University（Natural Science Edition)Vol.43 No.1Mar.2024柳沟区块层系调整及井网优化技术应用樊欣欣1，李键2，仵改2（1.延长油田股份有限公司 富县采油厂，陕西 富县 727500；2.延长油田股份有限公司 定边采油厂，陕西 定边 718600）摘要：为提高多层系油藏叠合发育区块开发效果，以柳沟区块为研究区，考虑投入产出比、井筒寿命及水淹规律，分析叠合区层系调整时机，利用数值模拟进行井网优化选择。结果表明，当油井成本大于收益、套损井平均生产年限为12年及快速水淹时宜进行研究区层系调整；选择反七点井网调整时研究区采收率最高；通过井网调整，注采对应率明显提高（21%），水驱动用程度明显提高（42.22%），自然递减率明显下降（11.77%下降为6.58%），最终采收率明显增加（6.02%），技术可采储量明显增加（85.75104 t）。该研究可对柳沟区块及同类区块的有效开发提供理论指导。关键词：多层系油藏；柳沟区块；调整时机；井网优化中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1004-602X（2024）01-0035-05吴起油田柳沟区块为多层系油藏叠合发育，主力层位为延10、长2及长6，油藏类型主要为三叠系延长组岩性油藏和侏罗系延安组岩性构造油藏，该区块油井283口，停井155口，其中明水停抽井69口，占总井数的 24.38%，高含水井 73 口，占总井数的25.79%，2022年日产油较2019年降低48.6 t，高含水井严重影响产量。柳沟区块作为已开发的老油田区块，边界性质、储层非均质性及油水关系等因素都会影响叠合区的有效开发，因此有必要开展油水规律、层系调整及井网优化方面的研究。近些年，针对鄂尔多斯盆地各油田边界性质、储层的非均质性、复杂的油水关系等开发中存在的问题，国内外学者采用地质建模和数值模拟等方法，在区域地层特征、构造特征、储层特征、沉积特征及生产动态等方面1-2，运用油藏工程知识对油田开发的技术政策进行优化3-4，明确了油水分布规律及其控制因素，采用井网优化可提高单井产量，在现场应用效果较好5。但各研究存在区块差异性，本文以多层系油藏叠合发育柳沟区块为研究区，在综合考虑油井资产生命周期、井筒寿命和水淹规律三方面因素的基础上，分析了研究区的调整时机，利用数值模拟进行井网优化选择，并对现场应用实施效果进行分析。该研究对柳沟区块稳产开发及采收率提升具有一定的实际意义，并对同类区块有效开发具有一定的指导意义。1油藏地质特征柳沟油田自上而下钻遇的地层有第四系、第三系、白垩系、侏罗系、三叠系延长组，主要分为延安组延9、延10和延长组长2地层。延安组延10厚度约1540 m，厚层块状中粗砂岩，交错层理发育，夹薄层泥岩，产植物化石，自然电位偏负。长2油层组岩性主要为灰黑色、碳质及凝灰质泥岩性。各层构造的总体趋势表现为相对平缓、向西倾斜的单斜构造，平均坡降在710 m/km，局部构造表现为微幅隆起或小型鼻状隆起。延10油藏为边底水岩性构造油藏、构造岩性、构造油藏。该油藏受岩性与构造双重因素的控制，下倾方向有大面积的边水或底水，油气的富集与分异程度主要受构造因素控制。油藏构造圈闭幅度越大，油水分异越好，富集程度亦高，单井产量越高。柳沟延长组长2油藏为构造-岩性油藏，主要收稿日期：2023-07-10作者简介：樊欣欣（1991），女，陕西延安人，延长油田工程师。石油与材料科学 延安大学学报（自然科学版）第 43 卷 受沉积砂体、构造鼻隆及上倾方向的泥岩规模及走向控制，油水分异较差。2区块层系调整时机研究2.1基于油井资产生命周期理论的调整时机油井资产全生命周期主要分为油井资产规划设计阶段、采购建设资产形成阶段、运行维护阶段和报废退役阶段4个阶段。调整时机主要根据油井资产生命周期4个阶段所产生的成本和油井收益的差值进行评价选择。1）资产全生命周期成本资产全生命周期成本包括资产开始构思到退出发生的全部成本费用，也是资产从开始规划、设计、建造、安装、调配、运行、维护到报废处置等整个生命周期内所发生的全部费用。根据资产在油井生命周期的管理线路，将油井资产生命周期成本分为5个部分：勘探投资、钻井投资及地面配套设施投资、储层改造投资、单井经营成本、油井废弃费用6-7。此外，成本还包括吨油操作费用，其是指平均一吨油的操作费用，用油田的当年操作费用除以油田的当年总产油。单井经营成本按照单井累计产油乘以吨油操作费用计算，吴起油田吨油操作费用约为1 500元。2）油井收益油井收益是销售所生产的油气而获得的收入，油田开发收入主要受市场环境（原油油价）与汇率、国家税收制度等因素影响。吴起油田每吨油销售收入为1 900元，税后收入为1 624元。SR=1 624Q，其中，SR为油井收益（万元），Q为油井累计产量（万吨），S为资产全生命周期成本（万元）。因此，当S=SR时，油井收支平衡；当SSR时，成本大于收益，可以考虑层位调整。如2020年，吴起油田资产全生命周期成本和油井收益分别为807.71和 783.53万元，此时成本大于收益，考虑调整生产层位。2.2基于油井井筒寿命的调整时机目前，我国现行的（油）套管设计按照API设计规范，由于未考虑高温、高压气及腐蚀等条件，致使（油）套管柱在开采后出现诸多破坏现象，甚至失效、报废，造成大量的经济损失。因此，在油气开采中，油气井因（油）套管腐蚀损坏而导致的井筒服役寿命缩短的问题日益严重8。以延长吴起油田柳沟区块为例，整理统计了该区块的套损井情况，柳沟区块套损井总数占比11%，其中套损后修复井占6%，套损后未修复的井占5%（图1）。因此，在调整层位时要考虑井筒寿命的影响，使得在井筒正常使用期间累积产油最高，经济效益最大，能够最大化地利用油井井筒的有效寿命。通过统计分析，柳沟区块25口套损井平均生产年限为12年，在调整层位时可以以此年限为参考依据调整层位（图2）。2.3基于延安组水淹规律的调整时机2.3.1边底水油藏水淹规律通过分析边底水油藏水淹规律的特点，对应统计分析柳沟区块水淹规律及调整时机。油井水淹为高含水阶段，油藏构造、油藏均质性及人为因素（井网布置及开采速度）均会影响水淹速度，油藏均质性、裂缝（天然、人工）均与水淹速度正相关。边底水油藏若不能合理开采，也会过早水淹9-11。底水油藏与边水油藏水淹规律：1）底水油藏含水率曲线为凸型陡升曲线，底水锥进，见水较早，无水采油期短，产油量陡降，采收率低，因此底水油藏可采储量半数以上为中高含水阶段采出。2）边水油藏含水率曲线为凹型，见水较晚，见水后含水率陡升，无水采油期长，因此边水油藏可采储量半数以上为低含水阶段采出。综上所述，边水油藏采油成本低于底水油藏。2.3.2柳沟区块水淹规律统计并绘制柳沟区块延安组油井生产曲线，延安组油井总体呈现无水采油期较长，含水率变化曲线主图1柳沟区块套损井占比图图2柳沟区块套损井生产年限36第 1 期樊欣欣 等：柳沟区块层系调整及井网优化技术应用要分为凸型上升曲线、凹型上升曲线和平稳上升曲线3种，如图3所示。由图可知，凸型含水率变化曲线快速水淹，如吴30-58井，该井含水率快速上升至100%，同时日产液较高且呈上升趋势，日均产液28 m3/d，产油量也快速降低为0（图3A）；凹型含水率变化曲线（如吴30-94井）一般水淹速度较慢，含水率呈凹型逐步从15%上升至85%，日产液逐步上升至6.5 m3/d，日产油不断降低（图3B）；含水率平稳上升曲线（如吴30-99井）含水率变化比较平稳，逐步上升最后达到100%，且水淹速度较慢（图3C）。因此，若油井经历了较长时期的无水采油期，快速水淹到高含水期，且产油量大幅度降低，此时，可以考虑调整层位。3区块井网调整研究在柳沟区块开发中，井网优化一直占据着重要地位和起着至关重要的作用。井网模式及其演化往往与所开发的油藏类型以及开发难度相关。柳沟区块属于低渗透油藏，井网形式呈现多样化，井网部署需要考虑的因素也多。渗透率各向异性的存在，使得柳沟区块对注水开发井网布置敏感性变大。若部署注采井网合理，注入水均衡驱替，水驱油面积系数最大，便具有较好开发效果。若部署注采井网欠合理，注入水沿渗透率主值较大方向快速推进，就会导致主向采油井见水过快，可能发生暴性水淹。因此，合理的井网参数有利于合理地匹配天然裂缝和渗透率各向异性，井网模式及其演化关键在于注水开发井网的合理部署12-16。3.1模型建立对柳沟区块孔隙度、渗透率等储层基础资料及原油性质等油田参数进行了收集整理，并构建柳沟区块仿真模型，为后续不同井网方案下油藏开发产油量及采收率优化提供依据。建立了切近研究区实际油田区块的模型，模型有28326个网格，模型图见图4，柳沟区块长2油藏参数如表1所示。3.2调整井网优化目前，油田应用的井网形式很多，其中三角形、五点法、七点法及九点法井网是4种基本井网，在此基础上还有很多变形和延伸，合理的开发方案对低渗透油藏高效开发至关重要，可以在最低的成本条件下达到最高的采收率。基于以上建立的模型，分别将井网布置为反五点、反七点及反九点3种面积注水（图 5），以生产 15 年为节点进行数值模拟研究，得出生产15年不同井网的累产油、年产油及综合含水率，结果可得反七点井网累产油量最高，比反五点井网累产油高0.8%（图6），含水率上升居中，比反五点井网含水率低19.4%，年产油稳产时间也较长（图7），主要原因为在低渗透储层中，注入水会沿着渗透率较大的方向优先推进，渗透率较小的地方注水效果较差。因此综合来看，选择反七点井网采收率最高，经济效益也最高。图3含水率变化曲线图4柳沟区块模型图37延安大学学报（自然科学版）第 43 卷 4实施效果通过考虑投入产出比、井筒寿命及水淹规律，掌握了叠合区层系调整时机，选择反七点井网对柳沟区块进行井网调整。经过注水井转注、注水井补孔、油井换层等作业，不受益油井数减少，双向受益和多向受益井明显增多。注采对应率由 2019 年68.80%提高到 2022 年 89.80%，提高了 21%。水驱动用程度从42.03%提高到84.25%，提高了42.22%。自然递减和综合递减都有明显的改善，总体呈现下降趋势，自然递减率由 2020年的 16.96%下降为 2022年的11.77%，综合递减率由2020年的13.42%下降为2022年的8.13%，方案实施效果良好（表2）。最终采收率从27.04%提高到33.06%，提高了6.02%，增加技术可采储量85.57104 t（表3）。5结论1）当油井成本大于收益、套损井平均生产年限为12年及快速水淹时宜进行柳沟区块层系调整。2）柳沟区块井网形式为反七点井网时，累产油表1柳沟区块油藏参数地层长2孔隙度/%12.71渗透率/（10-3m2）0.87厚度/m115原油密度/(g/cm3)0.854黏度/（mPas）1.55凝固点/22.5溶解系数/(m3/MPa)7.217压缩系数/(10-4 mg/Mpa)11.17体积系数1.28饱和压力/Mpa9.5图5井网布置图图7不同井网年产油曲线和含水率曲线图图6不同井网累计产油量表2研究区各项指标变化对比表单位：%年份注采对应率水驱动用程度自然递减率综合递减率201968.8042.03/202085.9151.4216.9613.42202189.8080.6213.765.26202289.8084.2511.778.13表3柳沟区块最终采收率及技术可采储量变化对比表地质储量/104t1421.30井网调整前最终采收率/%27.04技术可采储量/104t384.31井网调整后最终采收率/%33.06技术可采储量/104t469.88技术可采储量增加量/104t85.5738第 1 期樊欣欣 等：柳沟区块层系调整及井网优化技术应用量最高，含水率上升居中，年产油稳产时间也较长，因此选择反七点井网采收率最高，经济效益也最高。4）通过井网调整，柳沟区块注采对应率明显提高（21%），水驱动用程度明显提高（42.22%），自然递减率明显下降（11.77%下降为6.58%）。参考文献：1 毛小龙.多层油藏开发技术研究 D.北京：中国地质大学（北京），2014.2 白薷，张金功，李渭.鄂尔多斯盆地合水地区延长组长63岩性油藏储层地质建模 J.吉林大学学报（地球科学版），2012，42（6）：1601-1609.3 姜汉桥，姚军，姜瑞忠.油藏工程理论与方法 M.东营：中国石油大学出版社，2006.4 李留仁，袁士义，胡永乐.开发层系细分与重组的储量丰度技术经济下限 J.石油天然气学报，2011，33（4）：125-128+119.5 尹洪荣，薛辉，宋波，等.姬塬油田地区延长组长8油藏成藏模式研究 J.低渗透油气田，2018（3）：47-49.6 张晓萌.油井资产全生命周期管理效果评价研究 D.成都：西南石油大学，2015.7 孙雪.S油田操作成本构成及影响因素分析 D.成都：西南石油大学，2015.8 蔡利华.基于温度压力耦合的井筒腐蚀寿命预测 D.荆州：长江大学，2018.9 李传亮，朱苏阳.关于油藏含水上升规律的若干问题 J.岩性油气藏，2016，28（3）：1-5.10 郭粉转，席天德，孟选刚，等低渗透油田油井见水规律分析 J.东北石油大学学报，2013，37（3）：87-93.11 彭小东.底水油藏水淹规律及控水开发研究：以Y2油藏西北区为例 D.成都：成都理工大学，2012.12 徐爱华.姬塬油田多层系复杂油藏开发技术研究 D.西安：西北大学，2018.13 鲍敬伟，宋新民，叶继根，等.高含水率油田开发层系的重组 J.新疆石油地质，2010，31（3）：291-294.14 肖柯相.鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油藏特征及成藏主控因素研究 D.成都：成都理工大学，2011.15 付金华，李士祥，刘显阳.鄂尔多斯盆地石油勘探地质理论与实践 J.天然气地球科学，2013，24（6）：1091-1101.16 袁照威，陈龙，高世臣，等.基于马尔科夫-贝叶斯模拟算法的多地震属性沉积相建模方法：以苏里格气田苏10区块为例 J.油气地质与采收率，2017，24（3）：37-43.责任编辑 张 香Application of layer system adjustment and well pattern optimization technology in Liugou BlockFAN Xinxin1，LI Jian2，WU Gai2（1.Fuxian Oil Production Plant，Yanchang Oilfield Co.，Ltd，Fuxian 727500；2.Dingbian Oil Production Plant，Yanchang Oilfield Co.，Ltd，Dingbian 718600，China）Abstract：To improve the development effect of overlapping development block in multi-layer reservoir，Liugou Block was taken as the research area，considering the input-output ratio，wellbore life，and waterlogging rule，the timing of the superposed layer adjustment was analyzed，and the well pattern was optimized by numerical simulation.The results show that when the cost of the well was greater than the benefit，the average production life of the casing loss well was 12 years and the time of rapid flooding，the stratification of the study area was adjusted.The recovery efficiency of the study area was the highest when the reverse seven-point pattern adjustment was selected.Through the adjustment of well pattern，the corresponding rate of injection and production was significantly increased（21%），the degree of water driving was significantly increased（42.22%），the natural decline rate was significantly decreased（11.77%decreased to 6.58%），the final recovery rate was significantly increased（6.02%），and the technically recoverable reserves were significantly increased（85.75104 t）.The study provides theoretical guidance for the efficient development of Liugou Block and similar blocks.Key words：multilayer reservoir；Liugou Block；adjust the timing；well pattern optimization39