DS区块低渗储层油藏工程设计.pdf

Vol.42 No.8Aug.2023石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION第42 卷第8 期2023年8 月DS区块低渗储层油藏工程设计张玉欣，夏志增，于晨晓，段文慧，王查苟（山东石油化工学院，山东东营2 57 0 6 1）摘要：低渗油藏储层物性差，多通过压裂改造实现有效开采，但投资风险大，开发方案的设计应考虑油价的波动。DS区块目的层为低渗储层，基于油藏工程方法和数值模拟方法进行了开发层系、开发方式和井网井距的设计，并预测了开发指标，评价了不同国际油价下开发方案的净现值。结果表明，研究区的开采应分两套层系开发，采用直井五点法井网进行早期注水开采，裂缝导流能力为2 2 5mDcm，裂缝半长设计为6 0 m；储层压裂后采出程度比不压裂时高约4%，当油价低于6 0 美元时，不压裂时获得的经济效益更高；当油价高于6 0 美元后，压裂改造可以获得更好的经济效益。本文研究结果能够为DS区块的开发提供参考。关键词：低渗油藏；数值模拟；方案设计；经济评价中图分类号：TE357.14D0I:10.3969/j.issn.1673-5285.2023.08.008文献标识码：A文章编号：16 7 3-52 8 5(2 0 2 3)0 8-0 0 3 3-0 5Low permeability reservoir engineering design of DS blockZHANG Yuxin,XIA Zhizeng,YU Chenxiao,DUAN Wenhui,WANG Chaxun(Shandong Institute of Petroleum and Chemical Technology,Dongying Shandong 257061,China)Abstract:Low permeability reservoir is poor in physical property,and most of the reservoirscould be effectively exploited by fracturing,but the investment risk is high.Developmentplans should be designed by considering oil price fluctuations.DS block is a low permeabili-ty reservoir.Based on reservoir engineering method and numerical simulation method,thedevelopment layer,development method and well patterns were designed,the developmentindexes were predicted,and the net present values under different oil prices were evaluated.The results show that the development of DS block could be divided into two sets of strata,and the five-point vertical well pattern should be used with early waterflooding.The fractureconductivity is 225 mDcm,and the fracture half-length is 60 m.The oil recovery degree af-ter fracturing is about 4%higher than that without fracturing.When the oil price is below$60,the economic benefits of no-fracturing scheme are higher.When the oil price is above$60,fracturing can be more economical.The research results can provide reference for thedevelopment of DS block.*收稿日期：2 0 2 3-0 5-2 0基金项目：山东石油化工学院大学生创新创业训练计划项目，项目编号：2 0 2 2 0 8 6。作者简介：张玉欣（2 0 0 0），女，在读本科生，专业为石油工程。E-mail:34Key words:low permeability reservoir;numerical simulation;scheme design;economic eval-uation石油化工应用2023年第42 卷我国低渗油藏储量丰富，在已探明的原油地质储量中占7 0%以上，已成为勘探开发研究的主体 1-2 。相对于中高渗油藏，低渗油藏孔喉结构复杂、非均质性强,物性普遍较差 3-4,开发难度更大。目前,多数油藏开发方案的设计以技术指标为主，经济指标的考虑较少 5-,且大多未考虑油价的波动。为研究DS区块的合理开发方案，通过层系划分、开发方式选择和井网井距设计等，使用数值模拟方法分别预测了压裂条件和不压裂条件下的开发指标，并通过计算不同油价下的净现值，优选了研究区的油藏工程方案。1油田概况研究区地质储量为1.6 16 410 t，为大型中孔低渗轻质油藏。储层岩性以泥质细砂岩为主，油层埋藏较深，在17 0 0 2 2 2 0 m；主力层S2共发育3 个砂层组(S2-1、S2-2 和S2-3)，砂层厚度在111.0 0 2 13.40 m;发育四条弱封闭小断距断层，平均断距为12 2 0 m。区块流体总体属于一般黑油，地面原油密度为0.6732g/cm,地面原油黏度为1.7 5mPas，平均孔隙度为17.6%，平均渗透率为12.6 3 mD，储层具有强应力敏感的特征。2数值模拟模型建立研究区总面积约为8 0.0 0 km，根据地层特征、沉积韵律发育特点和油藏规模，平面网格单元步长划分为10 0 mx100m，网格总数为2 5.8 510 4个，得到的模拟模型见图1。图1储层模型示意图试油试采资料显示,试采井C10和C14的初期日产油分别为3 2.4m和2 1.2 m。对两口试采井C10和C14进行了拟合研究（图2、图3),拟合误差分别为4.2%、2.5%，拟合精度较高，验证了模拟模型的可靠性。10000累计产油量-拟合值8000累计产油量-实际值6000400020000图2 累计产油量拟合结果-C10井8000累计产油量-拟合值累计产油量-实际值6000400020000图3 累计产油量拟合结果-C14井3油藏工程设计3.1层系划分研究区主力油层厚度较大，故将砂层组S2划分为两套层系进行开发，见表1。两套层系地质储量相当，层系之间具有稳定的泥岩隔层，能够保证层系之间不发生干扰。表1层系划分平均厚度平均渗透率地质储量储量占比层系划分m/(10m)第一套层系S2-1S2-2第二套层系S2-32022/022022/052022/08时间2022/022022/052022/08时间/(10t)199.2520.50106.5111.90130.1014.802022/112022/1186023.4724 0901%5456第8 期1.00.80.6F0.4F0.2F00图4不同生产压差下的渗透率变化曲线图3.2开发方式选择应力敏感性实验表明，储层具有强应力敏感性，因而天然能量开发渗透率损失大 7-。不同生产压差下的渗透率与初始渗透率的比值见图4。由图4可以看出，随压差增大，渗透率降低十分显著。若采用天然能量开采,早期产量降低十分明显（图5）。因此,应保持地层压力开发，将压力保持在不使渗透率发生明显下降水平上，建议采用早期注水开采。3.3井网井距设计由于目的层厚度较大，可采用直井开采。选取研究区典型参数，分别建立五点法、反七点法、反九点法井网典型井组模型,进行15年的开采模拟研究。各模型的采出程度、井均日产油、含水率等开发指标见表2。由表2 可以看出，五点法井网具有最高的采出程度和井均日产油，因此开发井网选为五点法井网。为确定最优井距，在前述典型五点法井网模型基础上，建立了3 0 0、40 0、50 0、6 0 0 m的模拟模型，不同井井网类型采注井数比五点法1:1反七点法2:1反九点法3:1800000-300m700000-.-400 m-500 m600000600 m张玉欣等DS区块低渗储层油藏工程设计25201051024压差/MPa累计产油量/(10 m）71.79100.50112.103568表2 不同井网形式下的开发指标单井井均日产油/m371.7950.2537.4025000002000000F102023/09图5天然能量开采产量递减曲线距条件下的累计产油量变化见图6。对比不同井距下的累计产油量可以看出，开采初期井距为3 0 0 m时产量较高，但由于单井控制的地质储量小，因而后期产量增幅变小;50 0 m井距和6 0 0 m井距的累计产油量相差较小，考虑到前者的采油速度更高，选择50 0 m井距进行开发。3.4压裂参数选择低渗储层由于渗透率低，普遍进行储层压裂改造以提高油井产能。裂缝导流能力和压裂规模（裂缝半长）是储层压裂的主要指标。根据室内支撑剂评价实验,裂缝导流能力设计为2 2 5mDcm。在五点法井网模型基础上，对裂缝半长进行优选。为避免过早水窜，仅对生产井进行压裂。模拟结果见图7。由图7 可以看出，裂缝半长越大，累计产油水平越高，当裂缝半长达到一定程度后，增加裂缝半长对产量的贡献明显减弱，裂缝半长为6 0 m和8 0 m的累计产油量曲线重合，因此选择裂缝半长为6 0 m。末期含水率/%18.0486.512.5177.811.4169.2-20 m.-.40 m60 m-80m+*2024/052025/01时间采出程度/%2025/0950000040000030000020000010000002025/01 2028/01 2031/01 2034/012037/01图6 不同井距下的累计产油量变化曲线150000010000005000002025/012028/012031/01时间时间图7 不同裂缝半长下的累计产油量变化曲线图2034/012038/0136石油化工应用2023年第42 卷(a)第一套层系图8 井网部署示意图表3 不同开发方案开发指标（15年）井数/口累计产油量/(10 m）未压裂215第一套层系压裂后未压裂第二套层系压裂后4开发指标预测根据上文的研究结果，开展井网部署和技术指标预测。总井数均为42 6 口，其中生产井2 15口，注水井211口。对两套层系分别进行不压裂、压裂两种方案的设计，两套层系的井网部署见图8，预测开发指标见表3。由表3 可以看出，两套层系压裂后的采出程度增加明显，比不压裂条件下高约4%。5经济评价近年来，国际油价波动较大。采用净现值法 10-1进行开发方案的经济评价。净现值是指在项目计算期内，按行业基准折现率或其他设定的折现率计算的各年净3000一不压裂2500压裂20001500100050004050图9第一套层系不同油价下的净现值(b)第二套层系平均单井产油量/(10*m）1555.537.242151875.142151 488.722151810.726070油价/美元综合含水率/%96.188.7295.566.9297.028.2196.14现金流量现值的代数和，如式(1)所示。FNPV=2(c-C.1+i,)-1)式中：FNPV-财务净现值，亿元；C,-现金流人量，亿元;C。-现金流出量，亿元;n-计算期，年;i。-基准收益率或设定的收益率，本文取8%。两套层系在压裂条件和不压裂条件下的净现值见图9、图10。由图9、图10 可以看出，在压裂条件和不压裂条件下，两套层系的平衡油价在50 6 0 美元。因此，当油价低于6 0 美元时，不进行压裂时获得的经济效益更高；当油价高于6 0 美元后，采用压裂方案更好。6结论3000一不压裂2500压裂20001500100050008090100采出程度/%18.0821.8019.6923.94(1)4050图10第二套层系不同油价下的净现值60油价/美元708090100第8 期（1)研究区块目的层厚度大且应力敏感性强，可分为两套层系开发，采用直井五点法井网进行早期注水开采，井距为50 0 m，裂缝的导流能力为2 2 5mDcm，裂缝半长设计为6 0 m。(2)低渗油藏的开发应综合考虑技术指标和经济指标。压裂后储层采出程度更高，较不压裂条件下高约4%；当油价低于6 0 美元时，不压裂获得的经济效益更高；当油价高于6 0 美元时，压裂获得的经济效益更高。参考文献：1王永祥，杨涛，翰秀娟，等.中国油气探明经济可采储量状况分析 J.中国石油勘探,2 0 2 3,2 8（1)：2 6-3 7.2赵继勇，安小平，王晶，等.超低渗油藏井网适应性定量评价方法一一以鄂尔多斯盆地三叠系长6、长8 油藏为例J.石油勘探与开发,2 0 18,45(3)：48 2-48 8.3郭永贵.特低渗储层孔喉结构与剩余油分布关系 J.断块油气田,2 0 17,2 4(2):2 18-2 2 1.4胡心玲,雷浩.基于CT扫描技术的低渗油藏水敏效应后微张玉欣等工DS区块低渗储层油藏工程设计观孔隙结构特征 J.地质科技通报，2 0 2 3，42(2)：17 8-18 5.5吴昊，彭小龙，朱苏阳，等.基于数值模拟法与油藏开发经营一体化思想的页岩油藏经济决策研究 J.油气藏评价与开发,2 0 2 1,11(3):40 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