s油藏產(chǎn)能評(píng)價(jià)及開(kāi)發(fā)方式優(yōu)化設(shè)計(jì)

1、罷補(bǔ)兮女雇杜 面南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版） 2012 年 4 月 第 34 卷第 2 期 Journal of Southwest Petroleum University(Science & Technology Edition)Vol. 34 No. 2 Apr. 2012編輯部網(wǎng)址： http : /文章編號(hào) ： 1674 - 5086 (2012 ) 02 - 01 11 - 08中圖分類(lèi)號(hào)： TE132DOI( 10. 3863 /j. issn. 1674 - 5086. 2012 . 02 . 016文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： AS 油藏產(chǎn)能評(píng)價(jià)及開(kāi)發(fā)方式優(yōu)化設(shè)計(jì)

2、 陳祖華，鄭永旺 中國(guó)石油化工股份 華東分公司，江蘇 南京 210000摘 要： S 油藏屬于復(fù)雜斷塊和局部異常高壓油藏 ，在對(duì)其地質(zhì)特征以及現(xiàn)有 IO口試油測(cè)試和試采井共 23 井次的測(cè)試資料 系統(tǒng)分析基礎(chǔ)上，運(yùn)用層序地層學(xué)、試井邊界探測(cè)分析、產(chǎn)能評(píng)價(jià)等多種油藏工程方法對(duì)S 油藏 P l 、P2、P3 組等 3 套含油層系的壓力 系統(tǒng)、原油性質(zhì)、測(cè)試產(chǎn)能、米采油指數(shù)和采油強(qiáng)度等開(kāi)發(fā)設(shè)計(jì)所需技術(shù)政策界限進(jìn)行 了評(píng)價(jià)， 認(rèn)為： P l 組為一套正常壓力系統(tǒng)、普通黑油為主、測(cè)試折算日產(chǎn)油能力在 20 t 左右、未采油指數(shù)較高的彈 性水壓驅(qū)動(dòng)油藏； P2 、 P3 組常高壓 、輕質(zhì)揮發(fā)油為主 、測(cè)試

3、折算日產(chǎn)油在 40 50 t 左右、米采油指數(shù)較高的天然能量驅(qū)動(dòng)油藏。結(jié)合 S 油藏地質(zhì)條件 ，綜合運(yùn)用單井經(jīng)濟(jì)極限控制儲(chǔ)量 、經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度、以及經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度等計(jì)算方法 確定了 S 油藏合理井網(wǎng)密度和井距 ，運(yùn)用復(fù)雜斷塊油藏建模及數(shù)值模擬方法對(duì)注水開(kāi)采 S 區(qū)塊 P l 油藏、天然能量間歇開(kāi)采 P2 和 P3 油藏的開(kāi)發(fā)方案進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì) ，提出最佳開(kāi)發(fā)方案為部署直井 14 口井，水平井 3 口，預(yù)測(cè) l 5 年后方案累產(chǎn)油 93.48x 10 氣，采出程度分別達(dá)到 22 .53 %、8.19% 和 12.95 %。 關(guān)鍵詞：復(fù)雜斷塊油藏；試井分析；產(chǎn)能評(píng)價(jià)；開(kāi)發(fā)方案優(yōu)化；開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)

4、 網(wǎng)絡(luò)出版地址： http: //kcms/detail/51. 1718 .TE.20120314 .0946.019.html陳祖華，鄭永旺S 油藏產(chǎn)能評(píng)價(jià)及開(kāi)發(fā)方式優(yōu)化設(shè)計(jì)J 西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2012, 34(2) : 111- 118Chen Zuhua, Zheng Yongwang. Productivity Evaluation and Optimization of Exploitation Methods of S ReservoirJ. Journal of Southwest Petrolewn University: Science

5、 & Technology Ed山on, 2012, 34(2) : 111- 118.S 區(qū)塊斷層發(fā)育， 構(gòu)造復(fù)雜，油藏平均埋深1 608 m ，單油層平均有效厚度 3.5 m ，根據(jù)層序地層劃分結(jié)果，目的層自上而下可依次劃分為 3 套含油層系( P l 、P 2 、P 3 ) 、8 個(gè)油組、3 1 個(gè)含油小層。平均孔隙度 24%，平均滲透率 119 mD，非均質(zhì)性較強(qiáng)。原油性質(zhì)比較好，脫氣原油密度為0.7440.851 g/cm3 , 地下原油黏度 1.4 9 mP as , 溶解氣油比 26 1 356 m3 /m 氣 地層壓力系數(shù) 1. 02 1.3 7。P l 組為中高孔中滲、塊狀底

6、水油氣藏，P 2 組為中高孔中低滲、層狀邊水油氣藏，P 3 組為中孔低滲、透鏡狀油氣藏。 1 試油分析與產(chǎn)能評(píng)價(jià) 1.1 試油分析/s 油田目前有 1 口井試采，其他為試油測(cè)試資 料探井，對(duì)收集到的 10 口井 2 3 井次的測(cè)試資料進(jìn)行了系統(tǒng)的油藏特征分析和評(píng)價(jià)，得到以下認(rèn)識(shí)。 1.1.1 儲(chǔ)層特性 油藏壓力恢復(fù)測(cè)試資料解釋結(jié)果表明，油藏有效滲透率基本在 50 mD 以下，個(gè)別油藏達(dá)到幾百甚至上千 mD；多數(shù)油 藏測(cè)試期間出現(xiàn)明顯的邊界反應(yīng)，井與邊界距離多數(shù)在 150 m 以?xún)?nèi)，且主要以斷層邊界為主，反映出復(fù)雜小斷塊油藏特點(diǎn)。 利用法國(guó)K ap pa 公司 S ap h ir4 .0 2 版

7、試井解釋軟件中的井儲(chǔ)表皮均質(zhì)無(wú)限大油藏模型”對(duì)三關(guān) 壓恢資料進(jìn)行擬合分析，得到雙對(duì)數(shù)擬合曲線見(jiàn)圖 l 。從擬合結(jié)果看出，測(cè)試后期曲線略有上翹，具 一定邊界反映I ； 同時(shí)，求取的表皮系數(shù)反映，部分井可能存在一定程度的污染 2 。 1.1 . 2 具 有不同的壓力系統(tǒng)3 套含油層系中，P l 組油藏為正常壓力系統(tǒng)， * 收稿日期： 2011- 11- 15網(wǎng)絡(luò)出版時(shí)間： 2012- 03- 14112西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版）20 12 年 0，J10 l q0l 田還囡識(shí)IOIO-J10-210鄉(xiāng)1101010無(wú)因次時(shí)間 10( l o 北諒 蘭 o ; I 天區(qū)10 圖 1 S- 2 井

8、雙對(duì)數(shù)擬合曲線 Fig. I Double logarithmic fit curve of S-2地層壓力系數(shù) l.02; P2 和 P3 組油藏皆常高壓， 地層壓力系數(shù)分別為 1.37 和 1.60。 1.1.3 原油為中質(zhì)到輕質(zhì)原油原油 PVT 高壓物性及化 驗(yàn)分析證實(shí)，Pl 組流體性質(zhì)具有多樣性，天然氣、普通原油和輕質(zhì)原油共存，但主產(chǎn)層段 S- 3 井區(qū)以普通黑油為主。 P2 和 P3 組兩套異常高壓含油層系，油 藏保存的密封性好，S- 6 井位于斷塊頂部，氣油比高，與低部位的S-2 井比較，頂部存在小規(guī)模氣頂，原油以 輕質(zhì)揮發(fā)性油為主。 1.1.4 異常高壓油藏初期試油產(chǎn)量較高測(cè)試表

9、明， Pl 組測(cè)試折算初期日 產(chǎn)油為l . 79 36.00 t, 一般 20.00 t 左右。P2 和 P3 組兩度為 10.41 t/(dm) 。 1.2.2 米采油指數(shù)法所得結(jié)果 由測(cè)試情況分析，Pl 組相對(duì)生產(chǎn)測(cè)試穩(wěn)定性較好，米采油指數(shù)較高，流壓也相對(duì)穩(wěn)定，這與油 藏類(lèi)型有一定的關(guān)系。而 P2 和 P3 組異常高壓油藏米采油指數(shù)則相對(duì)較低，主要依靠大壓差獲得高 產(chǎn)， 多數(shù)層 段測(cè)試壓力不穩(wěn)定，表明地層能晝衰竭比較明顯( 4 。 從 表 1 可以看出，Pl 米采油指數(shù)較高，最高為 S- 4 并主力油層 N - 2 層，為 10.71 t/(dMPam) 。P2、P3 組 油層測(cè)試結(jié)果計(jì)算

10、米采 油指數(shù)為0.094.81 t/(dMPam) ，受異常高壓影響，初期產(chǎn)能相對(duì)較高， 但產(chǎn)董遞減較快，很難穩(wěn)定。 表 1 S 區(qū)塊油井生產(chǎn)測(cè)試流壓未穩(wěn)定井計(jì)算生產(chǎn)能力表 套含油層系受異常高壓的影響，測(cè)試層產(chǎn)量相對(duì)較高， 為 12.l9 l45.30 t, 多在 40.0060.00t。 1.2 產(chǎn)能評(píng)價(jià)T 皇 b. I Computed productivity by measuring the non-ttable Rowing pressure of producing wells of S Block米采油指數(shù) 井號(hào) 層位 解釋序號(hào) 厚度m生產(chǎn)測(cè)試評(píng)價(jià) S- 3Pl24252.90穩(wěn)

11、定 6.67S-4Pl64656.50穩(wěn)定 10 .71S-3P2747610.90未穩(wěn)定 4.81S-4P2827.20未穩(wěn)定 0.64S-5P237397.00未穩(wěn)定 0.96S- 6P255567.80未穩(wěn)定 0.09S-6P3623.00未穩(wěn)定 0.60S-2P3644.16未穩(wěn)定 1.27 根據(jù)初期生產(chǎn)測(cè)試資料對(duì)測(cè)試階段流壓的穩(wěn) 定性進(jìn)行評(píng)價(jià)，按穩(wěn)定和未穩(wěn)定兩種進(jìn)行分類(lèi)，由 于兩個(gè)氣油比高的生產(chǎn)井表現(xiàn)出流壓有波動(dòng)， 重 點(diǎn)考慮其余井次的測(cè)試資料，對(duì)測(cè)試穩(wěn)定的層，根 ( t/(d-MPa-m) )據(jù) IPR 曲線成果計(jì)算評(píng)價(jià)產(chǎn)能，對(duì) 6 井次測(cè)試未穩(wěn) 定的層，則根據(jù)最小油嘴產(chǎn)量、流壓最

12、后未穩(wěn)定值 來(lái)評(píng)價(jià)( 3 。 1.2.1 采油強(qiáng)度法所得結(jié)果 在相對(duì)穩(wěn)定的測(cè)試工作制度下，Pl 組采油強(qiáng)度為 2.306.97 t/(dm) 。屬千正常復(fù)雜斷塊油藏采油強(qiáng)度范削，可真實(shí)地反映地層產(chǎn)能。對(duì)于 P2 和 P3 組異常高壓油藏，測(cè)試波動(dòng)較大，壓力用上述計(jì)算的采油強(qiáng)度和米采油指數(shù)，依據(jù)單井實(shí)際生產(chǎn)射開(kāi)厚度，考慮多層生產(chǎn)存在的層間干擾，結(jié)合各井層的試油結(jié)果，分層系確定了單井的合理產(chǎn)能。確定 Pl 組單井產(chǎn)能為2540 t/d, P2、P3組單井產(chǎn)能為 1545 t/d。 下降也較快， 選取相對(duì)穩(wěn)定的工作制度， 計(jì)算其 1.3 油藏天然能量分析 采油強(qiáng)度普遍較高，為 l. 9114.87

13、t/(dm) ，大部分在 10 t/(dm) 左右。如 S- 6 井 P3 組 II- 1 層采用 4.76 mm油嘴測(cè)試，測(cè)試日產(chǎn)量62.48 t，計(jì)算 采油強(qiáng) 1.3.1 Pl 油藏該油藏主力區(qū)塊 S- 3 井區(qū)，屬于封閉半封閉型油藏，高一中滲儲(chǔ)層，油藏東、南和西部均為 第 2 期陳祖華，等： S 油藏產(chǎn)能評(píng)價(jià) 及開(kāi)發(fā)方式優(yōu)化設(shè) 計(jì)113 斷層所封閉， 能量供給半徑較小， 但油藏北部無(wú) 成產(chǎn)能規(guī)模； 滾動(dòng)評(píng)價(jià) P2 和 P3 油藏，進(jìn)一步落實(shí)斷層封閉。數(shù)值模擬表明，該 油藏?cái)M合水體為 11 倍，具 有較強(qiáng)的邊、底水能量。根據(jù)天然能量評(píng)價(jià)規(guī)范(SY/T6167 1995) ，該 油藏為彈性水

14、壓驅(qū)動(dòng)油藏（水體為油區(qū)體積的 1040 倍）。根據(jù)試采井S- 1 井試采資料計(jì)算，Pl 油藏地層的彈性產(chǎn)率為2.17x104 t/MPa , 即每采出 1 的儲(chǔ)量，地層壓力下降 1.03 MPa。依照天然能量評(píng)價(jià)規(guī)范，該油 藏屬?gòu)椥运畨候?qū)動(dòng)油藏（采出1 原始地質(zhì)儲(chǔ)量的 壓降為 0.8 2.5MPa)。 1.3.2 P2 油藏該油藏主力區(qū)塊為 S6 井區(qū)，油藏邊界和內(nèi)部發(fā)育了 5 條斷層，被斷層切割成多個(gè)小型斷塊， S- 6 井試油徑向復(fù)合模型解釋邊界距離為 148 m,表明能量供給半徑較小。屬于中孔 中滲型儲(chǔ)層， 非均質(zhì)性較強(qiáng)。從試油壓力恢復(fù)曲線來(lái)看，二 開(kāi) 4.00 mm油嘴和三開(kāi) 3.18

15、 mm 油嘴求產(chǎn)時(shí)壓力均不穩(wěn)定，壓力衰竭較快，關(guān)井后壓力恢復(fù)慢，產(chǎn)量較低，采油強(qiáng)度為 1.91 tJ( dm) 。從油藏特征來(lái)看，P2 組屬于異常高壓油藏，但無(wú)邊、底水能量補(bǔ)充，油藏驅(qū)油能量為儲(chǔ)層巖石及流體彈性能量。分析認(rèn)為， P2 油藏天然能量不足，能量衰竭較快，生產(chǎn)時(shí)可考慮間歇開(kāi)采的方式。 1.3.3 P3 油藏該油藏主力區(qū)塊為S6 井區(qū)，東部 被一條主控?cái)鄬铀趽酰胁勘粌蓷l次級(jí)斷層所切割，形成兩 個(gè)主要斷塊，東部 還發(fā)育了一條次級(jí)斷層對(duì)油水形成遮擋，為典型的復(fù)雜斷塊油藏，但斷塊油藏面積 較 P2 油藏大，供油半徑也比P2 油藏大。屬于中孔、低滲一中滲型儲(chǔ)層，由于含油層位少，層間非均質(zhì)

16、性比 P2 油藏弱。試油表明 ，初期產(chǎn)能較高，屬于異常高壓，有巖性邊界，無(wú)邊、底水能量補(bǔ)充。數(shù)值模 擬研究表明，P3油藏投入開(kāi)發(fā)后地層壓力衰竭速度較P2 油藏慢，但天然能量仍顯不足，生產(chǎn)后期同樣需考慮間歇開(kāi)采的方式 5 。 2 油裁工程方案優(yōu)化設(shè)計(jì)儲(chǔ)量和評(píng)價(jià)產(chǎn)能； 選擇油層厚度大且分布相對(duì)穩(wěn)定的區(qū)域部署新井，油藏內(nèi)部單油層厚度較大且分布相對(duì)穩(wěn)定的區(qū)域采用水平井開(kāi)采。 2.2 開(kāi)發(fā)層系由于 Pl 、P2 和 P3 三個(gè)油藏的油藏類(lèi)型、流體性質(zhì)和儲(chǔ)層物性存在較大的差異，儲(chǔ)層縱向上相隔較大，分屬不同水動(dòng)力系統(tǒng)，具有相對(duì)獨(dú)立性，采用3 套開(kāi)發(fā)層系進(jìn)行開(kāi)發(fā)。 2.3 開(kāi)發(fā)方式Pl 組屬于普通黑油斷塊油藏

17、，采用注水開(kāi)發(fā)方式提高開(kāi)發(fā)效果； P2 和 P3 油藏屬于低滲透異常高壓油藏，早期彈性驅(qū)動(dòng)能噩充足。經(jīng)過(guò)與國(guó)內(nèi)外 其他同類(lèi)異常高壓油藏開(kāi)發(fā)模式對(duì)比，考慮油藏 含油面積及儲(chǔ)量規(guī)模的限制，控制開(kāi)采成本，快速 回收投資，初期采取充分利用天然能量的衰竭開(kāi)發(fā) 方式。 2.4 水平井篩選水平井開(kāi)發(fā)較直井具有泄油面積大、穩(wěn)產(chǎn)效果好和單井產(chǎn)量高的特點(diǎn)，利用水平井開(kāi)發(fā)在國(guó)內(nèi)外已是一項(xiàng)成熟且應(yīng)用廣泛的高效開(kāi)發(fā)技術(shù)。因此，對(duì)部分符合水平井開(kāi)發(fā)的井區(qū)層位部署水平井 開(kāi)發(fā)( 6 。 根據(jù)國(guó)內(nèi)外已有經(jīng)驗(yàn)，水平井的適應(yīng)條件主要有以下幾點(diǎn)：（1) 油藏深度： 1 0004 000 m;(2) 油層的連續(xù)性較好，油層厚度(h)

18、 一般要求大于 4 m， 且考慮水平井軌跡周?chē)舷锣弻由a(chǎn)情況，目 的 層頂面要有穩(wěn)定的隔層；（3）參數(shù) h X (Kvf Kh)/2 100 m，一是限制油層厚度不能太大；二是垂直滲透率不能太?。ê穸却?，垂直滲透率低不能發(fā)揮水平井作用）；（4) 一般要求壓力水平大千 0.6 ，具 有一定的面積和儲(chǔ)量； 邊水活躍，能 量充足（關(guān)鍵是能鼠補(bǔ)充，和直井一樣，沒(méi)有充分能量都不行）；（5）單井千米井深或流動(dòng)系數(shù)不能 太低； ( 6) 水平井區(qū)可采儲(chǔ)蜇 l x 104 t。 結(jié)合 S 區(qū)塊地質(zhì)及油藏條件， S- 3 井區(qū)為層狀油藏，其中 III5 和 IV- 2 油層有效厚度 10 m 左右，層間隔層厚

19、度約為 10 m，橫向分布穩(wěn)定，油 層 2.1 開(kāi)發(fā)原則， 針對(duì)S 油田復(fù)雜小斷塊的特點(diǎn)，采用整體部署， 分批實(shí)施的開(kāi)發(fā)政策；通過(guò)優(yōu)化對(duì)比分析，對(duì)開(kāi)發(fā)儲(chǔ)量和產(chǎn)能較為落實(shí)的 Pl 油藏部署開(kāi)發(fā)井網(wǎng)，形 平均滲透率 155.4 mD。含油面積分別 為 0.49 km2 和 0.68 km氣 儲(chǔ)量相對(duì)較大，分別為 62.18x 10勹 和66.83x 10氣，考慮高效開(kāi)發(fā)的原則 ，經(jīng)方案優(yōu)化設(shè)計(jì)，分 別部署一口水平井開(kāi)發(fā)。表 2 給出了水平井靶區(qū)層位篩選結(jié)果。 114西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科 學(xué)版） 20 12 年 表 2 水平井靶區(qū)層位篩選 Tab. 2 Screening target laye

20、n of horizontal wellsS- 3Pl : III-5I 1136.01.51.028 832.018.66P2: IV- 2I 1887.51.9 1.02800.820.05S-6P3: ll-121075 016.025.78區(qū)塊層位油藏埋深m油層厚度m h x ( Kv/ Kb)/2壓力系數(shù)Kxh水平井區(qū)可采儲(chǔ)量/(x lO t) 2.5 開(kāi)發(fā)井網(wǎng)及井距采用單井經(jīng)濟(jì)極限控制儲(chǔ)匱計(jì)算法、經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度法以及經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度法計(jì)算合理井網(wǎng)密度和井距嘰 N Rr K T 。/e-a/s = FSb(l + i)T/2 + TP(1)0.1814操作費(fèi)，萬(wàn)

21、元（口 年）； b 一 單井總投資，萬(wàn)元口； T 投資回收期，年； T/o 驅(qū)油效率，小數(shù)； K 原油售價(jià)，元t ; 投資貸款利息，小 數(shù)； N 儲(chǔ)量， xl04 t; F含油面積，km2 ; 。一地下原油黏度， mPas。 運(yùn)用上述計(jì)算方法得到了 S- 3 井區(qū) Pl 油藏合a=Ka/ -4218(2)理井網(wǎng)密度和井距，其中 S- 3 井區(qū) Pl 油藏井網(wǎng)密 式中，S一井網(wǎng)密度，口心n氣 R r一 主開(kāi)發(fā)期可采儲(chǔ) 量采出程度，小數(shù) ； a 井網(wǎng)指數(shù)，小 數(shù)； P 一 單井年 度計(jì)算參數(shù)取值見(jiàn)表 3，網(wǎng)密度計(jì)算基本參數(shù)見(jiàn)表4，合理井網(wǎng)密度回歸曲線見(jiàn)圖2。 表 3 S- 3 井區(qū) Pl 油藏井網(wǎng)

22、密度計(jì)算參數(shù)取值 Tab. 3 The computation parameters of well pattern density of Pl, S-3 Block儲(chǔ)量（x! O 1)原油商 開(kāi)發(fā)評(píng)價(jià)期限內(nèi)可采 最終采 地下原油黏 驅(qū)油 井網(wǎng) 評(píng)價(jià)期平均年 含油面 平均空氣滲品率儲(chǔ)量采出程度收率 度/( mPas) 效率 指數(shù) 采油速度和!Iha透率lmD222.90.9430.55 0.0130.1368609表 4 S- 3 井區(qū) Pl 井網(wǎng)密度計(jì)算基本參數(shù) T心4 The b皇si c computation parameten of well pattern

23、density of Pl, S一3 Block井網(wǎng)密度 AS經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度（口1km勺 經(jīng) 濟(jì)極限井網(wǎng)密度（口心 n2)合理 井網(wǎng)密度密度（口心n勺I0.001- 6.560.00- 4.3720.003- 5.171.39- 2.9830.004- 4.362.20- 2.1740.006一3 . 782.78一1.6050.007- 3.343.22-1.1560.008- 2.973.59- 0.7970.010- 2.663.90-0.4880.011一2.404.16- 0.2190.013一2.164.400.03100.014- 1.954.610.24II0.016一1.7

24、64.800.43120.017-1.594.970.60130.018- 1.435.130.76140.020-1.285.280.91- 8I 3 5 7 9 11 13 15 17 20 22 25井網(wǎng)密度（口缸） 圖 2 合理井網(wǎng)密度回歸曲線 Fig. 2 The 屯 resslon curve for rational well pattern density根據(jù)油藏實(shí)際成本和原油價(jià)格，單井總投資按 600800 萬(wàn)美元預(yù)測(cè)，S- 3 井區(qū)Pl 油藏合理經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度為11.1 口心乎，合理井?dāng)?shù)為7.6 口（約8 口），合理井距為勹64 m 左右。 2.6 開(kāi)發(fā)方案優(yōu)化設(shè)計(jì) 運(yùn)用復(fù)雜

25、斷塊油藏建模及數(shù)值模擬方法 8 ，對(duì)注水開(kāi)采區(qū)塊 Pl 油藏、天然能量間歇開(kāi)采 P2 和 P3 油藏的開(kāi)發(fā)方案進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)及開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)。測(cè) 2.6.1 歷史擬合(1) 相滲曲線選擇S- 3 井區(qū) Pl 油藏 油水兩相相滲端點(diǎn)值： 束縛水飽和度0.262，殘余油飽和度 0.3022，等滲點(diǎn)飽 第 2 期陳祖華，等：S 油藏產(chǎn)能評(píng) 價(jià)及開(kāi)發(fā)方式優(yōu)化設(shè)計(jì)115 和度 0.475，殘余 油飽 和 度下的水相滲透率 0.350 0。S- 6 井區(qū) P2 油藏 油一 水兩相相滲端點(diǎn)值：束 縛水 飽 和度 0.270，殘余油飽 和度 0.3072，等滲點(diǎn)飽和度 0.395，殘余 油 飽和度下的水相滲透率

26、0.2879。 S- 6 井區(qū) P3 油藏 油一水兩相相滲端點(diǎn)值：束 標(biāo)如下。 (I) S- 6 井區(qū) P2 油藏 設(shè)計(jì)間歇期分別為 30, 60, 90, 120 d 的 4 套方案進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算，得到不同間歇期累產(chǎn)油曲線（見(jiàn)圖 4)，結(jié)果顯示 ： 15 a 評(píng)價(jià)期內(nèi)間歇期為 60 d 時(shí)累 縛水 飽 和度 0.220，殘余 油飽 和度 0.302 2，等滲點(diǎn)飽 產(chǎn)油最高，因此 ，選擇最優(yōu)間歇期為 60 d, 9FOrT vu I)A 亢 (L PC I cJOO)IO 。 和度 0.380，殘余 油飽 和 度下的水相滲透率 0.2546。 (2) 生產(chǎn)歷史擬合S 油田除 S- 3 井區(qū) S-

27、 1 井 P l 油藏進(jìn)行短時(shí)間的試采外， 其余井未進(jìn)行過(guò)試采。 因此， P2 和 P3 油藏 主要對(duì)試油時(shí)間較長(zhǎng)且較為穩(wěn) 3000 0 (CE , 01X)A 愛(ài)札還 喊。 ro 門(mén)vs DATl. (L僅 IIW -2 F.1 00)卜（）叮忱 l)ATF.(l , r (J C IOO) FOrr,$ DATE（平. 1 上） 乙， 定的部 分井 進(jìn)行歷史擬合。 S- 3 井 區(qū) S- 1 并 , 、!,- _ , _ ti 令， 、I, ，b l,ti1961-03-302010-04-19, 1 209.31 219.2 m 井 段 IIl- 3 層(C l 儲(chǔ)扯 68.6lx l0

28、4 t) 以 4.76 mm 油嘴生產(chǎn)，射開(kāi) 厚 度 9.9 m，平 均 流壓 9.67 MPa，平均 產(chǎn) 董 20.4 t/d，無(wú)水 ，累產(chǎn) 油 434.9t 后，經(jīng) 29 d 的關(guān)井 ，地層壓力恢復(fù)到 11.78MPa，原始地層壓 力為 11.80 M Pa, 壓力恢復(fù)到 99.74%，彈性產(chǎn)率 2.17xl 04 t/MPa。圖 3 給出了 S- 3 井區(qū) S- 1 井歷史擬合曲 線。 300 E A“0 B 走札。 W(）Pl: WI. m . 1)AT 上 ( U 代 613 FI OO) WOP H: WZ 一 h, . OATE(U PC 613 EI OO), 0 , , c

29、I _上100)-FOP八s. D/1亢 (LPCHW -2_ EIOO)FOPT、.,DATO（六 3. EI OO)FOrTv, . DAl 上( L沁4 1;） “ 、 ，& ，令/to. ?.ft. )令 ，, ，令 /$ ，令、 、 片、 令;:,. 、 ，:,、 令 令 令 翁 令泰 泰 翁 泰 ，令兮翁 穸飛 勺 勺 ， 日期 圖 3 S- 3 井區(qū) S- 1 井歷史擬合曲線 Fig. 3 The history matching curve of S-1, S-3 Block2.6.2 間歇開(kāi)采參數(shù)優(yōu)化在歷史擬合基礎(chǔ)上，對(duì) S 油田 P2 和 P3 油藏進(jìn)行衰竭式開(kāi)采進(jìn)行優(yōu)化設(shè)

30、計(jì)。數(shù)值模擬結(jié)果顯示， 利用天然能量進(jìn)行定壓差生產(chǎn)方式， 油藏穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間 較短，一 般 在 1.52.5 a 后近井帶地層壓力就會(huì)下 憑扎還堿 ，令, 令, $ ，令 ，令 ，令 1,1:. 1, ，令、1,1:. ，令 ，令 ，令，令 令 ，令 心 ，令 力、 求求求求求求淳求求求求 日期 圖 5 S- 6 井區(qū) P3 油藏定向井 水平井方案不同間歇 時(shí)間累產(chǎn)油對(duì)比 Fig. 5 The comparision of 魚(yú) ccumul 霍 ted oil of the program of directional weUs + horizontal weUs of PJ, S-6 Block

31、t different夕 降到泡點(diǎn)壓力以下，此時(shí)地層脫氣嚴(yán)重，油井氣油2.6.3 開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)time interv霾Is比急劇上升，產(chǎn)油最急劇降低。因此，需采取間歇開(kāi)采方式，即井底 流壓下降至泡點(diǎn)壓力的 80 后關(guān)井恢復(fù)近井區(qū)地層壓力，待地層壓力和井底流壓恢復(fù)到一定程度，使游離氣再行溶解到地層油中后重新開(kāi)井采油。間歇時(shí)間的長(zhǎng)短通過(guò)數(shù)值模擬進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算，選取開(kāi) 發(fā)期 ( 15 a) 內(nèi)累計(jì)產(chǎn)油截最多的間歇期作為最優(yōu)間歇開(kāi)采周期。得到優(yōu)化開(kāi)采指 在 S- 6 井區(qū) P2 和 P3 油藏衰竭式間歇開(kāi)采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)基礎(chǔ)上，分別 S- 3 井區(qū) Pl 油藏 注水開(kāi)發(fā)、S- 6 井區(qū) P2 和 P3 油

32、藏衰竭式間歇開(kāi)發(fā)生產(chǎn)指標(biāo)進(jìn)行了數(shù)值模擬預(yù)測(cè)。 (I) S- 3 井區(qū) Pl 油藏注水 開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè) S- 3 井區(qū) Pl 油藏部署采油井 4 口（其中水平井 2 口），注 水 井 2 口，共 部 署 新 井 6 口 ，注水開(kāi) 116西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版）20 12 年 。u ?505n u,O.wo,7o.570 130. j。JO0 代 。l， ， 0 幻 b lll- 5f，,.人含汕 飽和度場(chǎng) 0 ;O 乃 O；,；0 的 o c70 57O IH0 H0 ;,q0 3q0.,o0 JOC I 2原始含汕飽和IQ場(chǎng)d I 2/A入含油飽和 1女場(chǎng) 圖 6 S- 3 井區(qū) P l

33、油組 III - 5 和 IV- 2 油薇 開(kāi)發(fā)期末含油飽和度分布圖 Fig. 6 The oil saturation distribution chart 111-S and IV-2, Pl, S-3 at late exploitation phase 發(fā)，評(píng)價(jià)期 15 a 結(jié)束后累產(chǎn)油 47.70xl0勹，累產(chǎn)水51.62xl04 t , 累計(jì)注采比 0.87, 綜合含水 79.61% ，采出程度22.53%。 圖 6 給出了 S- 3 井區(qū) Pl 油組III- 5 和 I V- 2 油藏注水開(kāi)發(fā)期末含油飽 和度分布，可以看出，注水開(kāi)發(fā) 15 a 后除邊角和井間分布極少量殘余油外，油

34、藏內(nèi)剩余油已基本驅(qū)出。 (2) S- 6 井區(qū) P2 和 P3 油藏衰竭式間歇開(kāi)發(fā)生產(chǎn)指標(biāo)預(yù)測(cè) 井 l 口，先天然能量開(kāi)發(fā)，后間歇開(kāi)采 ，間 歇期為30 d, 以數(shù)值模擬方法進(jìn)行指標(biāo) 預(yù)測(cè)，評(píng)價(jià)期 15 a 末，累產(chǎn)油 16.6x 104 t , 累產(chǎn)氣 3 732.94x104 而 ，采出程度12.95% 。從圖8 看出，由于水平井生產(chǎn)壓差控制難度較大，井周隕地層壓力下降快，易脫氣，日產(chǎn)油波動(dòng)較大。因此，采用合理的間 歇式開(kāi)發(fā)方式是一種能充分利用地層彈性能拯的經(jīng)濟(jì)可行的低成本技術(shù)對(duì)策。 S- 6 井區(qū) P2 油藏： 部署采油井 7 口，兼探井 2 口，老井利用 1 口，先 天然能鹽開(kāi)發(fā) ，后

35、間歇開(kāi)采， 間歇期為 60 d。計(jì)算結(jié)果顯示： 評(píng)價(jià)期 15 a 末累產(chǎn)油 29.18x l0 4 t，累 產(chǎn)氣 14 518.62xl0 4 而 ，采出程度 8.19 %。圖 7 顯示： 該方案生產(chǎn)后期產(chǎn)量變化較為平 穩(wěn)，遞減率逐漸降低。 90000700e 600迫 00 禮 400 m 300200100 沁 入 束 ，令戍 ，九卜 冷 ，令 300, ,m 01X )I- 9 l o o1 o 各啖1600110o02 o 80 o 04 I 1 20 ,-EUI/fl/J,: X100 弓 80，令 尺、 ，令 ，令 令 、， ，令 ，令 求求、求 求求，求求求 日期 日期 、 義

36、60妄 40 令 ， 。20 玉圖 8 S- 6 井區(qū) P3 組油藏日產(chǎn)油及累產(chǎn)油變化曲線 Fig. 8 Dallr and accumulated oil production variation curveof PJ, S-63 結(jié) 論 圖 7 S- 3 井區(qū) P3 和 S- 6 井區(qū) P2 組油藏日產(chǎn)油及累 產(chǎn)油變化曲線 g. 7 Daily and accumulated oil production variation curve ofPJ, S- 3 and P2, S-6S- 6 井區(qū) P3 油藏： 部署采油井 4 口，其中水平 (I) Pl 組為一套正常壓力系統(tǒng)、普通黑油為主、

37、測(cè)試折算 日產(chǎn)油在 20 t 左右、測(cè)試相對(duì)穩(wěn)定、米采油指數(shù)較高的彈性水壓驅(qū)動(dòng)油藏； P2、P3 組常高壓、輕質(zhì)油、測(cè)試折算日產(chǎn)油多在 4050 t 左右、 第 2 期陳祖華，等： S 油藏產(chǎn)熊評(píng)價(jià)及開(kāi)發(fā)方式優(yōu)化設(shè)計(jì)117測(cè)試相對(duì)穩(wěn)定性差、米采油指數(shù)較高的天然能量驅(qū) 動(dòng)油藏。 (2) 采取分層開(kāi)發(fā)方式，Pl 組油藏部署6 口井， 其中水 平井 2 口，注水開(kāi)發(fā)，合理經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度為 11.l 口1km氣 合理井?dāng)?shù)為 7.6 口(8 口），合理井距為364 m 左右； P2 組油藏部 署采油井 7 口，兼 探井 2 口，老井利用 1 口，先天然能量開(kāi)發(fā)，后間 歇開(kāi)采， 間 歇期為 60 d; P3

38、 油藏部署采油井 4 口，其中 水平井 1 口，先天然能量開(kāi)發(fā)，后間歇開(kāi)采，間 歇期為30 d。S 油田共部署 17 口井，其中水 平井 3 口，預(yù) 測(cè) 15 a 后方案累產(chǎn)油93 .48 x 104 t，采出程度分別達(dá) 到 22.53% 、8 .1 9% 和 12.95 %。 (3) S- 3 井區(qū)Pl 油組采用注水開(kāi)發(fā)方式可取的較好的開(kāi)發(fā)效果，15a 后除邊角和井間分布極少量殘余油外，油藏內(nèi)剩余油已基本驅(qū)出。S- 6 井區(qū) P2 和P3 油藏采用衰竭式間歇開(kāi)發(fā)方式是一種能充分利用地層彈性能量的經(jīng)濟(jì)可行的低成本開(kāi)發(fā)方式。 參考文獻(xiàn) 5 張望明，韓大匡，連淇祥，等多層油藏試井分析J石油勘探與開(kāi)

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47、勘查工程專(zhuān)業(yè)?，F(xiàn)在 中石化華東分公司石油勘探開(kāi)發(fā) 研究院從事油田開(kāi)發(fā)研究工作。E-mail: njzhyw l 63.com118西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版） Productivity Evaluation and Optimization of Exploitation Methods of S ReservoirChen Zuhua, Zheng YongwangEast China Subs心 ary Company, SINOPEC, Nanjing, 如 ngsu 210000, China2012 年 Abstract: The S reservoir located in th

48、e west coast of Africa is characterized by complex blocks and its local block has an abnormal high pressure. There is the need to optimize the reservoirs exploitation program rationally. Based on S reservo 訂geological features and the test data analysis system of the existed 10 test wells and producing test wells of 23 wells, using se quence stratigraphy, well test analysis of the boundary detection, capacity evaluation and other reservoir engineering methods, we evaluated the exploitation policy limits of the pressure