姬塬油田長4+5油藏開發(fā)特征及穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對策

楊學(xué)武，張 鵬，周美紅，江 濤，雒文杰

(中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006)

姬塬油田長4+5油藏開發(fā)特征及穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對策

楊學(xué)武，張 鵬，周美紅，江 濤，雒文杰

(中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006)

為了探索姬塬油田長4+5油藏的開發(fā)規(guī)律和制定合理的技術(shù)措施，以油藏開發(fā)特征及其控制因素入手，分析了不同開發(fā)方式、不同開發(fā)技術(shù)政策對油藏穩(wěn)產(chǎn)的影響，提出了不同開發(fā)階段穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對策。

姬塬油田;開發(fā)特征;穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)

1 油田概況

1.1 地質(zhì)概況

姬塬油田長4+5油藏分布于陜北斜坡帶，區(qū)內(nèi)構(gòu)造簡單，東西向構(gòu)造與南北向砂體相配合，形成了良好的鼻隆背斜型圈閉。

油藏邊底水不發(fā)育，驅(qū)動類型為彈性溶解氣驅(qū)動。原始地層壓力為14.86 MPa，壓力系數(shù)為0.78，飽和壓力為5.97 MPa，平均有效孔隙度為9.95%、平均滲透率為0.83×10－3μm2，屬典型的特低滲低壓高飽和巖性油藏。長4+51、長4+512油砂體在局部井點發(fā)育，連片性差，動用程度低，長4+522油砂體是其主力開發(fā)層。

1.2 流體性質(zhì)

長4+5油藏地面原油黏度為11.7 mPa·s，密度為860 kg/m3，凝固點21℃，氣油比為47.8，溶解系數(shù)為6.95，原油性質(zhì)較好。地層水水型為CaCl2型，原始地層水礦化度為73.77～87.25 g/L。

1.3 開發(fā)狀況

姬塬油田元48井區(qū)2003年投入試采，2005年開始大規(guī)模投產(chǎn)。截止目前，長4+5油藏共開油井278口，日產(chǎn)液763 t，日產(chǎn)油454 t，含水量為40.19%;開注水井100口，日注水2 387 m3，月注采比為2.81。

2 長4 +5 油藏開發(fā)特征

2.1 采液、采油指數(shù)變化特征

長4+5油藏束縛水飽和度高，油水兩相滲流范圍較窄，原油采收率潛力小。在油水兩相滲流帶，隨著含水量上升，油相滲透率快速下降而水相滲透率則緩慢上升，因此，油井見水后采液指數(shù)下降，由于采液指數(shù)下降，加之含水量上升導(dǎo)致采油指數(shù)很快下降，采油的技術(shù)難度加大。

元48井區(qū)30口油井見水前后生產(chǎn)指標(biāo)統(tǒng)計，產(chǎn)液指數(shù)由0.33 m3/(MPa·d)下降至0.20 m3/(MPa·d)，產(chǎn)油指數(shù)則由 0.21 t/(MPa·d)下降至 0.10 t/(MPa·d)。

2.2 水驅(qū)變化特征

自投入開發(fā)以來，隨著注采井網(wǎng)的不斷完善和注采關(guān)系的調(diào)整，油藏水驅(qū)儲量控制程度和動用程度都有較大幅度地提高。但是，吸水剖面測試結(jié)果顯示，長4+5油藏上段吸水量普遍小于下段，且吸水狀況較下段差，部分井水驅(qū)存在指狀突進的現(xiàn)象，層內(nèi)矛盾表現(xiàn)突出。

2.3 壓力變化特征

油藏能量總體呈上升趨勢，能量分布極不均衡，元48區(qū)平均單井吸水厚度由7.0 m增加到10.9 m，水驅(qū)儲量動用程度由72.3%提高到77.2%。2008年測得白于山6口水井吸水剖面數(shù)據(jù)顯示，平均單井吸水厚度為8.65 m，水驅(qū)儲量動用程度為72.9%，3口可對比井平均單井吸水厚度由6.03 m增大至8.0 m。主側(cè)向油井壓力差異大，能量平面分布不均。

2.4 油井見效特征

元48區(qū)油井見效比例達到27.4%，平均見效周期408 d。

1)從不同投產(chǎn)時機見效井生產(chǎn)動態(tài)(表1)來看，同步注水油井見效前單井產(chǎn)量較低、含水量較低，見效后液量、油量上升，含水量、液面先上升后下降;超前注水井見效前單井產(chǎn)量、含水量較高，見效后液量、油量上升，含水量持續(xù)下降，液面先上升后下降。

表1 姬塬油田元48區(qū)長4+5油藏不同投產(chǎn)時機油井生產(chǎn)情況

2)從油藏不同部位來看，油藏東部矩形井網(wǎng)實驗區(qū)見效時間最長，油井見效前含水量相對較高，油井見效后液量、油量、液面上升，含水量下降;油藏南部反九點菱形井網(wǎng)區(qū)見效周期最短，油井見效后液量、油量上升，含水量、液面穩(wěn)定;油藏西部反九點菱形井網(wǎng)區(qū)油井見效后液量、油量上升，含水量、液面先上升后下降。

2.5 油井見水特征

1)從長4+5油藏見水井的分布情況看，見水井發(fā)育區(qū)為裂縫發(fā)育部位、井排方向及其共軛方向。目前元48區(qū)有見水井30口，主要分布在油藏東部矩形井網(wǎng)、油藏西部儲層裂縫發(fā)育區(qū)以及轉(zhuǎn)注骨架井周圍，見水方向與動態(tài)監(jiān)測的儲層微裂縫發(fā)育方向基本一致。

2)五點法矩形井網(wǎng)見水井比例高。元48區(qū)矩形井網(wǎng)區(qū)內(nèi)有油井50口，見水井19口，見水井比例高達38.0%，未見水井單井產(chǎn)量低。采用菱形反九點井網(wǎng)累計建油井141口，見水井11口，見水井比例為12.3%。可見，五點法矩形井網(wǎng)對油藏的適應(yīng)性差。

2.6 產(chǎn)量遞減特征

1)產(chǎn)量遞減遵循雙曲遞減規(guī)律，呈逐年下降趨勢，遞減率隨著開發(fā)時間的延長而逐漸降低。2007年年底，白于山老井自然遞減率由18.19%下降到16.13%，遞減率下降了2.06%。

2)投產(chǎn)時機對油井遞減有影響。表2為不同投產(chǎn)時機油井遞減率。從油井初期產(chǎn)量、穩(wěn)定產(chǎn)量來看，超前注水區(qū)均優(yōu)于同步和滯后注水區(qū)，超前注水使單井產(chǎn)量提高了近10% ～60%，自然遞減率減小了15% ～40%。

表2 姬塬油田不同投產(chǎn)時機油田遞減率對比

2.7 含水變化特征

1)直接跨越無水采油期，出現(xiàn)投產(chǎn)見水的特征。受儲層物性、超前注水強度、天然裂縫、井網(wǎng)適應(yīng)性等因素的影響，長4+5油藏在投產(chǎn)初期即出現(xiàn)見水的現(xiàn)象。見水井主要分布在儲層裂縫發(fā)育區(qū)以及轉(zhuǎn)注骨架井周圍，見水方向與最大主應(yīng)力方向相同。

2)中低含水期含水量上升快，隨著含水量上升，含水上升率呈下降趨勢，最終采收率降低。

3)超前注水區(qū)含水量上升速度快。2007年通過對元48區(qū)的160口老井的含水量變化分析發(fā)現(xiàn)，超前注水區(qū)油井投產(chǎn)初期含水量較注采同步區(qū)高出11.7%，一年后高出13.4%，因而，超前注水在減緩油井初期含水量遞減的同時，又會造成油藏投產(chǎn)見水、產(chǎn)量穩(wěn)定后含水量比較高的負面影響。

3 穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對策研究

長4+5低滲注水開發(fā)油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對策研究的總體思路是以提高單井產(chǎn)量為中心，以建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)為目標(biāo)，調(diào)整注水技術(shù)，適時調(diào)整井網(wǎng)，最終達到提高注入水波及程度，減緩遞減，實現(xiàn)油田高效開發(fā)。

通過以上規(guī)律研究，應(yīng)分油藏、分區(qū)域制定相應(yīng)的開發(fā)技術(shù)政策。

3.1 超前注水開發(fā)技術(shù)

長4+5油藏是典型的特低滲油藏，油藏驅(qū)動類型為彈性溶解氣驅(qū)，自然能量低，若依賴自然能量來開發(fā)，地層壓力下降快，油井產(chǎn)量遞減快，穩(wěn)產(chǎn)難度大，要提高開發(fā)水平，必須實施注水開發(fā)，及時補充地層能量。

1)合理地層壓力保持水平的確定。對于地層、排距一定的油藏，超前注水一定時間后，地層壓力提高，油井投產(chǎn)后，油水井之間有一個壓力分布，地層壓力提高的不同，任一點的壓力梯度不同，當(dāng)?shù)貙訅毫μ岣叩揭欢ㄖ担瑢?yīng)任一點的壓力梯度都大于該儲層的啟動壓力梯度時，即認為在該壓力下建立了有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)。結(jié)合油藏工程計算，可確定超前注水合理壓力保持水平為120%左右。通過模擬研究，當(dāng)?shù)貙訅毫Ρ３炙綖樵嫉貙訅毫Φ?20%左右，單井產(chǎn)量增幅達到最大。

2)合理注水強度的確定。注水強度與注水井井底流壓有關(guān)，因此，首先應(yīng)確定注水井允許的最大注入壓力，根據(jù)開發(fā)經(jīng)驗，一般注水井最大流壓以不超過地層破壓的90%為宜。據(jù)此原則即可確定最大注水強度，進而根據(jù)超前注水的實際效果分析。當(dāng)注水強度大于3.0 m3/(d·m)時，油井投產(chǎn)后含水上升較快，見水較快，這一統(tǒng)計結(jié)果與理論計算基本吻合，因此元48區(qū)超前注水強度應(yīng)控制在3.0 m3/(d·m)以內(nèi)。

3)累積注水量的確定。原始地層壓力、孔隙度不同，提高相同的壓力保持水平時壓力差不同，因此，需要注入的孔隙體積倍數(shù)也不同。根據(jù)不同滲透率下孔隙注入體積倍數(shù)與原始地層壓力的關(guān)系，可計算出超前注水達到目標(biāo)能量保持水平時所需累積注水量。

4)超前注水天數(shù)的確定。以上我們確定了合理壓力保持水平和合理注水強度，結(jié)合區(qū)塊滲透率和原始地層壓力等參數(shù)，可確定元48區(qū)合理超前注水時間約為200 d。

3.2 井網(wǎng)優(yōu)化配套技術(shù)

2004－2005年在元48區(qū)開展井距550 m、排距100 m和120 m矩形井網(wǎng)試驗。從試驗情況看，投產(chǎn)油井共50口，其中投產(chǎn)后見水19口，見水比例為38.0%，由此可見小排距矩形井網(wǎng)適應(yīng)性差。為了提高井網(wǎng)適應(yīng)性，并考慮開發(fā)后期的井網(wǎng)調(diào)整，由原來的井排平行主應(yīng)力方向的矩形井網(wǎng)調(diào)整為菱形反九點井網(wǎng)，對角線與地層最大主應(yīng)力方向NE75°平行。

菱形反九點注采井網(wǎng)系統(tǒng)具有如下優(yōu)越性:1)具有較高的水驅(qū)控制程度;2)具有較高的采油速率;3)具有較高的最終采收率;4)井網(wǎng)調(diào)整具有較大的靈活性，中后期可根據(jù)開發(fā)的需要將角井轉(zhuǎn)注，形成沿裂縫的線狀注水方式。

生產(chǎn)實際情況表明，與正方形反九點井網(wǎng)相比較，菱形反九點法井網(wǎng)區(qū)內(nèi)油井產(chǎn)量遞減幅度小、綜合含水低，因而，菱形反九點注采井網(wǎng)比正方形反九點井網(wǎng)有更加廣泛的適應(yīng)性，是開發(fā)長4+5油藏的優(yōu)選井網(wǎng)。

3.3 深化油藏地質(zhì)研究，分區(qū)域制定注水開發(fā)技術(shù)政策

長4+5油藏不同區(qū)域投產(chǎn)時間、注水開發(fā)時機、儲層物性、采出程度、注采井網(wǎng)等各不相同，因此在實際油田開發(fā)中，根據(jù)油藏平面上不同部位油井的受效程度、壓力恢復(fù)狀況確定能量的補充速度和油井的采液強度，進而確定該部位的注采比，最后根據(jù)注水井剖面上的吸水狀況，確定注水井的注水強度，以均衡壓力分布，提高水驅(qū)效率。

3.4 平面徑向調(diào)差和化學(xué)堵水封堵裂縫相結(jié)合技術(shù)

1)平面徑向調(diào)差，均衡水驅(qū)方向。長4+5油藏采用以水動力受效為核心的平面注采調(diào)控措施，主要針對裂縫型、主流線型水動力受效單元。一方面控制水驅(qū)主方向上注水強度，加強側(cè)向注水強度;另一方面，對水驅(qū)側(cè)向油井采取放壓提液生產(chǎn)，強制使水驅(qū)向側(cè)向擴展，促使油井全面均衡見效。

2)化學(xué)堵水封堵裂縫，改善水驅(qū)主方向。長4+5油藏的開發(fā)實踐表明，油水井雙向改造容易引起次生裂縫溝通，形成裂縫性滲流，表現(xiàn)出極其狹窄的滲流通道，裂縫線側(cè)向油井得不到注水能量補充，造成低產(chǎn)。通過在注水井實施化學(xué)堵水封堵裂縫，改變注入水滲流方式，以改善水驅(qū)狀況。

3.5 加強油藏動態(tài)監(jiān)測應(yīng)用

1)油水井定點測壓，客觀準確評價地層能量狀況。著重實施油水井定點測壓，以準確掌握各層能量動態(tài)變化狀況，及時評價注水效果，為注采調(diào)控提供科學(xué)依據(jù)。

2)強化剩余油分布、吸水剖面測試及研究應(yīng)用，加強水淹層狀況評價及見水井治理。通過吸水剖面測試、剩余油分布測試，可明確出水層位及油層水洗程度，為見水井治理提供準確依據(jù)。

4 結(jié)論和認識

1)天然裂縫影響注水開發(fā)效果，裂縫對油藏的壓力分布有著重要的影響，油水井沿裂縫帶溝通是油井見水的主要原因。

2)超前注水使長4+5油藏開發(fā)初期單井產(chǎn)量提高，自然遞減減小。但超前注水區(qū)油井投產(chǎn)初期和產(chǎn)量穩(wěn)定后含水量均較注采同步區(qū)高。

3)長4+5油藏在見水后采液指數(shù)和采油指數(shù)下降，因此，應(yīng)盡可能延長低含水采油期，提高中低含水階段的采收率。

4)長4+5油藏開發(fā)初期遞減大，產(chǎn)量遞減遵循雙曲遞減規(guī)律，產(chǎn)量隨開發(fā)時間延長而呈逐年下降趨勢，遞減率隨著開發(fā)時間的延長而逐漸降低。

［1］ 李道品.低滲油田開發(fā)［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1994.

［2］ 王道富，李忠興.鄂爾多斯盆地超低滲透油氣田開發(fā)技術(shù)［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2003.

［3］ 李書恒，趙繼勇，崔攀峰，等.三超低滲透儲層開發(fā)技術(shù)對策［J］.巖性油氣藏，2008，20(3):128－131.

Characteristics and Stable Development of Jiyuan Oilfield Chang 4+5 Oil Reservoir

YANG Xue-wu，ZHANG Peng，ZHOU Mei-hong，JIANG Tao，LUO Wen-jie
(Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan 750006，Ningxia，China)

In order to grasp the proper development of the law and technology to develop a reasonable boundary，this paper mainly discusses the characteristics of the controlling factors of reservoir development，analyzes the different development methods，different effects of development policy on reservoir production，and proposes technology countermeasures for stable development in different stages.

development law;development features;technology of stable production

TE254

B

1008-9446(2011)03-0001-04

2011-07-3

楊學(xué)武(1982－)，男，寧夏鹽池人，中國石油長慶油田分公司第三采油廠地質(zhì)研究所油田開發(fā)室助理工程師，主要從事油田開發(fā)管理工作。