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裂缝型火山岩底水油藏水平井开发效果因素分析

范文

阮迪沈畅郭阳凯刘德华李玉杰

摘 ?????要：新疆某油田屬于中孔、特低渗的孔隙-裂缝双重介质且底水能量充足的块状火山岩油藏。借鉴国内外一些对于特殊和难动用地质储量采用水平井开采的经验，却不能达到理想的效果。运用数值模拟软件对水平井产能影响因素进行研究，同时结合正交实验设计和灰色关联分析法确定了地质参数和工作制度对水平井产能的重要程度排序：工作制度、水平段长度、避水高度、裂缝垂直水平渗透率比、底水倍数，并且定量给出了各因素对水平井产能的贡献度，依次为：32.7%，27.2%，17%，13.6%，9.5%。该结论针对不同井场进行排采制度优化，以指导该油藏内油井的合理排采，为该油田火山岩油藏的高效开发提供理论依据，且可以在其他相近油田推广使用。

关 ?键 ?词：双重介质;火山岩油藏;水平井;数值模拟;正交设计;灰色关联

中图分类号：TE355.6????????文献标识码：?A ??????文章编号： 1671-0460（2019）11-2618-05

Analysis on the Factors of Affecting Horizontal Well Development

Result in Fractured Volcanic Bottom Water Reservoirs

RUAN Di1， SHEN Chang1， GUOYang-kai2， LIU De-hua1*， LI?Yu-jie2

（1. School of Petroleum Engineering，?Yangtze University， Hubei Wuhan430100， China;

2. Changqing Oilfield?Company， Shaanxi Xian 710000， China）

Abstract： An oilfield in Xinjiang belongs to a volcanic rock reservoir with medium porosity， ultra-low permeability， porosity and fracture dual medium and abundant bottom water energy. Although?learning from development experiences?of some special and difficult geological reserves at home and abroad by?horizontal well?technology， desired effect was?not achieved. Influencing factors of horizontal well productivity were?studied by?using numerical simulation software.?And the orthogonal experiment design and grey correlation analysis method were used to determine the order of importance?of geological parameters and working system on horizontal well productivity：?working system， horizontal section length， water avoidance height， cracks vertical horizontal permeability ratio， bottom water ratio.?And?then?the contribution degree of each factor on horizontal well productivity was given?as follows： 32.7%， 27.2%， 17%， 13.6%， 9.5%.This conclusion can be used to optimize the drainage system for different wells in order to guide the reasonable drainage of oil wells in the reservoir， provide a theoretical basis for the efficient development of volcanic reservoir in the oilfield， and can be popularized in other similar oilfields.

Key words： Double medium; Volcanic reservoir; Horizontal well; Numerical simulation; Orthogonal design; Grey correlation

火山岩油藏成藏模式较砂岩复杂，从储集空间来看，既有以玄武岩为主的、以独有的气孔以及沉凝灰岩与生物质交错沉积时形成的、以基质孔隙为主的基质孔隙型油藏，又有致密火山岩中以开启的裂缝为主要储集空间的裂缝型油藏[1]。油藏开发存在的一些问题：随着生产时间的推移，当地层压力小于饱和压力时，油井开始出现供液能力不足和脱气现象;含水上升态势没有得到有效抑制，水淹面积逐年增大;递减率越来越大。裂缝性油藏锥间带剩余油潜力小，水平井实施暂缓;受特殊岩性油藏约束，油藏几乎没有措施潜力。长期以来，火山岩储层多被认为是裂缝性储层，勘探目的以及研究常常都在裂缝参数上，却一直没有在油藏底水能量上和生产施工中人为可控因素上对水平井产能进行研究，传统的产能公式法只能定性描述某因素对水平井产能的影响，方法可靠，但是人为误差的可能性较大且定量分析并不到位。所以本文采用数值模拟方法，它是通过建立比较精细的油藏地质模型，较好的拟合火山岩油藏的开发动态和开采特征，具备全面考虑油藏地质及水平井生产参数，存在人为误差的可能性较小的优势[2-5]。从水体大小，避水高度，工作制度，水平段长度等因素出发，研究其对水平井产能的影响，并通过正交设计实验和灰色关联法对影响水平井产能的因素按影响程度强弱进行排序，并定量给出了各因素对水平井产能的贡献度。

1 ?模型的建立

1.1 ?油藏概况

1.1.1 ?地层特征

该油藏石炭系为一套多期喷发的、不同岩性叠加、且平面上具有岩相分带性的块状火山岩体，依附于断裂带发育大型火山角砾岩爆发通道，其上披覆堆积厚层气孔状玄武岩和致密玄武岩。靠近断裂带区域石炭系顶部剥蚀、风化淋滤作用明显，地震杂乱、弱连续，远离红车断裂区域石炭系披覆特征清晰，地震反射稳定、连续。

石炭系火山岩体自上而下划分为A1、A2、A3等三套火山岩体，油层在三套岩体中均有分布，岩层间界限GR或RT突变特征明显，地震剖面上一般可连续追踪。已完钻井A1岩体地层厚度80.5～270.4 m，平均厚度为120.8 m，A2岩体地层厚180.3～256.5 m，平均厚度为230.0 m，A3岩体地层厚度130.7～330.2 m，平均厚度为265.9 m。

1.1.2 ?储层特征

综合薄片鉴定、岩心观察、FMI岩性解释结果，该油藏石炭系储层岩性主要为火山碎屑岩和基性火山熔岩，火山碎屑岩包括凝灰岩、火山角砾岩，火山熔岩主要以气孔状玄武岩和致密玄武岩为主。油层主要分布在气孔状玄武岩、火山角砾岩中，火山角砾岩物性好于气孔状玄武岩。

依据油藏的基本地质特征和地震资料通过精细化地质建模手段对油藏进行双重介质的精细刻画，并从中截取目的区域模型，选取其中某一正方形水平井开采单元，单元边长1 500 m，储层厚度400 m，底水厚度100 m，基质孔隙度1%，渗透率0.2 mD，裂缝孔隙度10%，渗透率130 mD，水平段处于正方形平面的中点。以上是油藏不变的因素，需要分析的因素为：水体大小需要分析的因素为：水平段长度、避水高度、水体大小、工作制度、裂缝垂向水平渗透率比。

1.2 ?网格系统

通过网格优化设计，建立基本模型的网格系统，油藏模型采用black oil模型，选取笛卡尔坐标系下的块中心网格，网格划分为51×51×30，X，Y方向的网格步长为30 m的均匀网格，Z方向的网格步长为20 m的均匀网格。为了确保模型的准确性，模型的PVT等地质参数均取自于实际油藏（图1）。

2 ?单因素分析

2.1 ?水体大小对产能的影响

本文以水平井累积产油量为指标研究各参数的影响。在以上建立的模型基础上，设避水高度为230 m，水平段长度1 000 m，Kv/Kh为0.281，井底流压20 MPa，预测时间30 a，通过设置不同的水体倍数：1、2、5、10、20得到5个不同的方案。如圖2所示。

由图2可知：随着水体倍数的增大，水平井稳产时间越长，累积产油量越大，但是水体倍数从1倍变到2倍时，累积产油量增加了3万t，水体倍数从2倍变到5倍时，累积产油量增加了4万t，水体倍数从5变到10时，累积产油量增加2万t，水体倍数从10变到20时，累积产油量增加1万t。说明水体大小在影响水平井产能时在2到10倍水体之间存在一个最优值。

2.2 ?避水高度对产能的影响

设水平段长度1 000 m，Kv/Kh为0.281，井底流压20 MPa，水体大小5倍，预测时间30 a，通过设置不同的避水高度：90、130、230（油层中部）、280、380 m，得到5个不同的方案。由图3可知：在15?a内，当避水高度处于油层中下部时。累积产油量并无明显差别，当生产时间超过15?a后有着明显随着避水高度的增加，累积产油量先增加后减小的规律，拐点为避水高度230 m时。当避水高度为390 m，即避水高度与油层厚度的比值大于0.9时，累积产油量有着明显下降的趋势。

2.3 工作制度对产能的影响

合理的工作制度一直是油藏开发中重要的话题，设避水高度为230 m，水平段長度1 000 m，Kv/Kh为0.281，水体大小5倍，预测时间30 a，通过设置不同的井底流压：14、16、18、20、22 MPa，得到五个不同的方案。如图4所示。

由图4可知：随着井底流压的降低，水平井累积产油量增大。井底流压为20 MPa时的累积产油量（90万t）比井底流压为22 MPa时的累积产油量（69万t）增加了21万t;井底流压为18 MPa时的累积产油量（109万t）比流压为20 MP时的累积产油量（90万t）增加了19万t，当流压为14 MPa累积产油增幅量只有17万t。所以当流压为20 MPa时累产油增幅量最大。

2.4 ?水平段长度对产能的影响

设避水高度为230 m，Kv/Kh为0.281，井底流压20 MPa，水体大小5倍，预测时间30 a，通过设置不同的水平段长度：400、600、800、1 000、1 200 m，得到五个不同的方案。由图5可知：水平井的泄油面积随着水平段长度的增大而增大，从而导致单井的累积产油量增大。水平段长度为600 m时的累积产油量（55万t）比水平段长度为400 m时的累积产油量（41万t）增加了14万t，水平段长度为1 000 m时的累积产油量（90万t）比水平段长度为800 m时的累积产油量（72万t）增加了18万t，当水平段长度达到1 200 m时，累产油增幅量只有11万t，所以水平段长度在影响水平井产能时当水平段长度在1 000 m到1 200 m时水平井产能达到最优。

2.5 ?裂缝垂向和水平渗透率比对产能的影响

在水平井开采过程中，渗透率各向异性对水平井产能的大小具有一定程度的影响，设避水高度为230 m，井底流压20 MPa，水体大小5倍，水平段长度1 000 m，预测时间30 a，通过设置不同的裂缝垂向水平渗透率比：0.1、0.2、0.3、0.5、0.7，得到五个不同的方案。由图6可知：当垂向渗透率增大时，流体在流入水平井时垂向上的渗流阻力会减小，使水平井垂向上的流入量增大，进而导致水平井产能的增大。并且可以明显的看出累积产油量的增幅量逐渐减小，所以当Kv/Kh为0.2～0.5时，水平井产能达到最优。

3 ?多因素分析

3.1 ?实验方案的确立及模拟结果

前面已经通过数值模拟软件分析了各个因素对水平井产能的影响，本部分综合考虑水体大小，避水高度，工作制度，水平段长度，裂缝垂向和水平渗透率比等5个因素，通过正交实验设计得出各因素在影响水平井产能时的主次顺序和显著程度，进而确定最优的参数组合，实现产能的最大化。在本次试验研究中以单井累积产油量为考察指标。因素和水平如表1所示。本次试验一共是5因素，4水平。从模拟结果（表2）中分析出最佳的实验方案：当避水高度230 m，水平井长度1 200 m，水体倍数5倍，井底流压 16 MPa，裂缝垂向水平渗透率比为0.4时，水平井开发效果最好。

3.2 ?各因素影响程度分析

（1）确定参考序列和比较序列

灰色关联法首先要指定参考序列。以每个方案的单井累产油为参考序列记为X0（t），记第一个为x0（1），第二个为x0（2），…，第n个为x0（n）。所以，参考序列可以表示为X0（t）={x0（1），x0?（2），…，x0（n）}[7，8]。然后再以每个影响因素为比较序列，分别记为X1（t），X2（t），…，Xi（t），类似参考序列X0（t）的表示方法，有X1（t）={x1（1），x1（2），…，x1（n）}，…，Xi（t）= {xi（1），xi（2），…，xi（n）}，i=1，2，…，m。

（2）计算灰色关联系数

（1）

根据式（1），结合均值化无量纲数据，可以得到各数据的绝对差值。其中ξ0i（t）是关联系数，ρ是分辨系数，此次取值为0.5。

（3）求关联度

（2）

根据式（2），可以求得各参数的关联度（表3）。

由表3可知，在上述5个参数中对水平井产能大小的影响程度依次为：工作制度，水平段长度，避水高度，裂缝垂直水平渗透率比，底水倍数。

（4）定量化分析

在研究水平井产能时，各个参数对产能的影响程度均不一样，为了在对水平井产能的贡献度上定量描述各個参数，以实验数据为基础计算出不同参数对水平井产能的平均影响程度：工作制度的减小，水平井产能平均增加4.8%;水平段长度的增加，水平井产能平均增加4.0%，避水高度的增加，水平井产能平均增加2.5%，裂缝垂向水平渗透率比增加，水平井平均产能增加2.0%，底水倍数的增加，水平井产能平均增加1.4%。从而计算出各个因素对水平井产能的贡献度分别为：32.7%，27.2%，17%，13.6%，9.5%。

4 ?结论

（1）正交试验优化结果表明：该区宜采用避水高度230 m，水平井长度1 200 m，水体倍数5倍，井底流压 16 MPa，裂缝垂直水平渗透率比为0.4时的参数进行开发。

（2）采用正交设计实验和灰色关联法，得出各因素对水平井影响程度的主次顺序依次为：工作制度，水平段长度，避水高度，裂缝垂直水平渗透率比，底水倍数。并且定量给出了各因素对水平井产能的贡献度：工作制度（产能贡献度32.7%），水平段长度（贡献度27.2%），避水高度（贡献度17%），裂缝垂向水平渗透率比（产能贡献度13.6%），底水倍数（贡献度9.5%）。

参考文献：

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[4]刘应学，汪益宁，许建红，等. 裂缝性低渗透双重介质产能动态数值模拟[J].石油天然气学报，2013：34（3）：127-131.

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[7]周明德，付春权，李兴科，等.分段压裂水平井产能影响因素分析[J]. 当代化工，2018，47（02）：313-315+319.

[8]屈亚光，安桂荣，周文胜，等.底水油藏水平井开发效果影响因素研究[J]. 科学技术与工程， 2013：13（12）：1671-1815.

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