特低滲油田穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)研究——以西峰油田白馬南井區(qū)為例

張蒙娟

(西安石油大學(xué)，陜西 西安710065)

特低滲油田穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)研究
——以西峰油田白馬南井區(qū)為例

張蒙娟

(西安石油大學(xué)，陜西 西安710065)

西峰油田白馬南井區(qū)由于儲層物性差、滲流阻力大等原因，導(dǎo)致油藏開發(fā)難度大，嚴重影響油田穩(wěn)定生產(chǎn)。通過對井網(wǎng)形式、注水方案等研究，提出采用菱形井網(wǎng)、超前注水等措施進行開發(fā)，從而提高油田開發(fā)效率，有效控制油田遞減率，使采收率基本保持在20%，接近標準采收率，實現(xiàn)特低滲油田的穩(wěn)定生產(chǎn)。

特低滲油田;優(yōu)化井網(wǎng);注水開發(fā);超前注水

1 概況

1.1 區(qū)域地質(zhì)特征

西峰油田白馬南井區(qū)位于伊陜斜坡西南部，是三疊系延長組含油層組發(fā)育區(qū)。白馬南井區(qū)地層對比主要標志層為長7下部的高電阻、高伽瑪?shù)捻搸r及長81頂部的低阻凝灰?guī)r，在全區(qū)分布穩(wěn)定，特征明顯。巖性主要為黑色泥巖、頁巖、灰黑色粉砂質(zhì)泥巖及灰黑色細～粉砂巖、細砂巖組成，物性相對較好。從總體上看，整體呈向西傾斜的單斜構(gòu)造，坡度較緩。

白馬南井區(qū)的主力含油層為長81，該井區(qū)平均滲透率1.33 ×10－3μm2，地層原油粘度 1.21 mPa·S，流度為 1.10 ×10－3μm2/mPa·S。根據(jù)巖心、薄片、CT分析及吸水指示曲線觀察，可以看出白馬南井區(qū)長8油藏發(fā)育天然裂縫。注入水沿裂縫水竄嚴重，注水井多形成水線。

1.2 油田開發(fā)現(xiàn)狀

西峰油田白馬南井區(qū)現(xiàn)有油水井507口，其中采油井350口，注水井157口。截止目前，油井開井274口，核實日產(chǎn)液量625 t，核實日產(chǎn)油406 t，平均單井日產(chǎn)液量2.28 t，平均單井日產(chǎn)油1.48 t，綜合含水23.6%。地質(zhì)儲量采油速度0.31%，采出程度3.04%。老井自然遞減率3.2%，綜合遞減率4.4%。注水井開井145口，日注水平26.3 m3/d，月注采比4.55，累積注水 11.8×104m3。截止目前，白馬南井區(qū)水驅(qū)控制程度97.5% ，水驅(qū)動用程度65.4%。

2 油田開發(fā)主要方案

2.1 井網(wǎng)布置

一套井網(wǎng)是否合理，主要從以下三個方面衡量:一是能否延長無水采油期，提高開發(fā)初期的采油速度;二是能否獲得較高的最終采收率;三是井網(wǎng)調(diào)整是否具有較大的靈活性。對于低滲透油田，既要考慮單井控制儲量及整個油田開發(fā)的經(jīng)濟合理性，井網(wǎng)不能太密;又要充分考慮注水井和采油井之間的壓力傳遞關(guān)系，注采井距不能過大;另外還要最大程度地延緩方向性的水竄以及水淹時間。加之，特低滲透油田普遍存在天然裂縫，而且儲層物性較差、滲流阻力較大、自然產(chǎn)能極低。例如，安塞油田采用油基泥漿、泡沫負壓鉆井試驗時進行測試，油井初產(chǎn)僅 0.3～0.5 t/d［1］。故選擇合理的井網(wǎng)是油田實現(xiàn)穩(wěn)定生產(chǎn)的前提。

2.1.1 井網(wǎng)形式確定

對白馬南井區(qū)以下幾個井網(wǎng)形式;菱形反九點井網(wǎng)、矩形井網(wǎng)、五點法井網(wǎng)進行數(shù)值模擬，得出三種不同井網(wǎng)主要技術(shù)指標(見表1)。

表1 白馬南井區(qū)模擬不同井網(wǎng)形式技術(shù)指標對比表

由表可以看出:

菱形井網(wǎng)、矩形井網(wǎng)和五點井網(wǎng)的最終采出程度相差不大，但對油田的開發(fā)時間有影響，當含水率為95%時，菱形井網(wǎng)、矩形井網(wǎng)和五點井網(wǎng)所需的開發(fā)時間分別為62 a、110 a和98 a，即菱形井網(wǎng)比矩形井網(wǎng)和五點井網(wǎng)分別縮短48 a和36 a，可見菱形井網(wǎng)可以大大縮短油田的開發(fā)時間。對應(yīng)相同的生產(chǎn)時間，菱形井網(wǎng)的采出程度最大。油田開發(fā)前幾年，菱形井網(wǎng)的采油速度高于矩形井網(wǎng)和五點井網(wǎng)，從第8年到第20年，菱形井網(wǎng)的采油速度居中，到20 a時，各井網(wǎng)的采油速度已相差不大。

同時考慮經(jīng)濟指標評價，可以得出:對應(yīng)相同的生產(chǎn)時間，菱形井網(wǎng)的累計財務(wù)凈現(xiàn)值高于矩形井網(wǎng)和五點井網(wǎng);菱形井網(wǎng)的階段累計財務(wù)凈現(xiàn)值要遠遠高于矩形井網(wǎng)和五點井網(wǎng)，菱形井網(wǎng)的投資回收期小于矩形井網(wǎng)和五點井網(wǎng)，所以從經(jīng)濟指標評價來看，菱形井網(wǎng)要優(yōu)于矩形井網(wǎng)和五點井網(wǎng)。

綜上所述，白馬南井區(qū)應(yīng)采用菱形井網(wǎng)開發(fā)。

2.1.2 井網(wǎng)密度確定

北京石油勘探開發(fā)研究院根據(jù)我國144個油田或開發(fā)單元的實際資料，按流度統(tǒng)計出最終采收率與井網(wǎng)密度的經(jīng)驗公式［2］。當流度小于5時，最終采收率與井網(wǎng)密度的經(jīng)驗公式如下:ER=EDe－0.10148.5

白馬南井區(qū)平均滲透率1.33×10－3μm2，地層原油粘度1.21 mPa·S，流度為 1.10 × 10－3μm2/mPa·S。據(jù)此，按注水開發(fā)最終采收率21%計算，合理的井網(wǎng)密度為8.8口/km2。

2.2 注水方案優(yōu)化

合理的注水方案決定了油田開發(fā)的好壞。通過油藏數(shù)值模擬研究和礦場實踐表明，天然能量開發(fā)采收率低，早期注水開發(fā)采收率高。大多數(shù)特低滲透油藏天然能量都很低，投產(chǎn)后壓力下降快。地層壓力的下降不僅會影響有效生產(chǎn)壓差的減少，而且將引起儲層裂縫的閉合，從而導(dǎo)致油層的滲透率降低。在以上不利影響因素下，會使油井的生產(chǎn)能力大幅度下降。為盡量減緩地層能力下降所造成的不利影響，對特低滲透油藏應(yīng)實施超前注水，從而保持地層壓力，特低滲透油藏的注采比可以適當調(diào)高一些，但注水壓力不能超過地層破裂壓力，對裂縫性油藏更要嚴格控制。

2.3 注水時機確定

2.3.1 注水開發(fā)中超前注水對采收率影響

開發(fā)油田應(yīng)以穩(wěn)產(chǎn)時間長、最終采收率高、產(chǎn)出投入比高和提高開發(fā)總體效益為目標。對于特低滲油田，注水時機的選擇尤為重要。對于特低滲油田來說，超前注水由于補充能量及時，初期單井產(chǎn)量高，并且在相同時間內(nèi)能很大程度上提高采出程度。西峰油田白馬南井區(qū)長8油藏采取超前注水，要求日注水量30 m3/d，超前注水4個月后油井開抽，實際上受生產(chǎn)及現(xiàn)場條件限制，不能達到要求的超前注水4個月后油井開抽。從現(xiàn)場生產(chǎn)情況來看，白馬南井區(qū)長8油藏目前實施的超前注水量26.3 m3/d偏低。根據(jù)數(shù)值模擬對比不同注水井網(wǎng)下的超前注水開發(fā)，超前注水開發(fā)可保持地層壓力穩(wěn)定在14.3～19.9 MP范圍內(nèi)，氣油比較穩(wěn)定，油井見效后產(chǎn)量遞減較為緩慢，采收率明顯提高。

2.3.2 注水開發(fā)中超前注水與滯后注水對采收率影響對比

根據(jù)現(xiàn)場的試驗情況，在白馬南井區(qū)超前注水開發(fā)中，初期投注25口井，平均單井射開油層11.6m，平均單井日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、動液面分別為 2.86 m3/d、1.94 t/d、1 449.6 m;投產(chǎn)一年后對應(yīng)受效油井實際井數(shù)是25口，平均單井射開油層11.6 m，平均單井日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、動液面分別為2.53 m3/d、3.01 t/d、1 501.8 m。但是滯后注水開發(fā)中，初期投注38口井，平均單井射開油層11.6 m，平均單井日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、動液面分別為 3.16 m3/d、2.18 t/d、1 519.2 m;投產(chǎn)一年后對應(yīng)受效油井實際井數(shù)是37口，平均單井射開油層11.6 m，平均單井日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、動液面分別為 2.83 m3/d、3.78 t/d、1 491.3 m。通過白馬南井區(qū)長8油藏自然能量與注水開發(fā)井組的生產(chǎn)情況進行對比可以看出，采用滯后注水開發(fā)投產(chǎn)的井組，動液面有所下降，采用超前注水開發(fā)的井組，動液面有所上升，從生產(chǎn)數(shù)據(jù)上看，超前注水開發(fā)效果總體比滯后注水開發(fā)效果要好。通過完善井網(wǎng)，調(diào)整注水，注采比有所提高，產(chǎn)量遞減得到控制，采收率基本穩(wěn)定在19.1% ～21.0%范圍內(nèi)。由此可知，對于白馬南井區(qū)，超前注水開發(fā)比滯后注水開發(fā)對采收率的提高效果較為明顯。

3 開發(fā)指標評價

西峰油田白馬南井區(qū)通過注水開發(fā)試驗和綜合調(diào)整，注水開發(fā)效果逐步顯現(xiàn)，油田開發(fā)水平基本保持穩(wěn)定。目前白馬南井區(qū)的超前注水時機為4.6個月，注水強度2.01 m3/d·m，地層壓力保持水平為79.1%，目前的采收率為20.1%，平均單井產(chǎn)能為1.48 t/d。通過完善井網(wǎng)，優(yōu)化注水方案，確定注水時機，從而使井區(qū)產(chǎn)量遞減幅度得到有效控制，地層壓力保持水平逐步回升，含水上升率基本穩(wěn)定，油藏水驅(qū)效率提高，油田實現(xiàn)了穩(wěn)定生產(chǎn)。

4 結(jié)語

西峰油田白馬南井區(qū)油藏物性差，滲透率低，開發(fā)難度大，通過采用菱形井網(wǎng)、超前注水開發(fā)，調(diào)整注采比等措施，從而使油田遞減率得到有效控制，地層壓力保持水平逐步回升，采收率明顯提高，基本實現(xiàn)了特低滲油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

(1)特低滲油田影響穩(wěn)產(chǎn)及采收率的因素包括客觀及主觀因素，具體表現(xiàn)為井網(wǎng)不完善或注采層位不對應(yīng)、開發(fā)技術(shù)政策欠合理等方面，不同油田具有不同的開發(fā)矛盾，應(yīng)對具體問題進行具體分析。

(2)合理的井網(wǎng)部署是實現(xiàn)油田穩(wěn)定生產(chǎn)的必要條件，井網(wǎng)形式的精細調(diào)整貫穿著整個開發(fā)過程。

(3)確定特低滲透油田的注水時機，是實現(xiàn)特低滲透油田穩(wěn)定生產(chǎn)以及提高油田采收率的關(guān)鍵。

［1］李永太，宋曉峰.安塞油田三疊系延長組特低滲透油藏增產(chǎn)技術(shù)［J］.石油勘探與開發(fā).2006，33(5):638 －642.

［2］胡文瑞.水平井油藏工程設(shè)計［M］.北京:石油工業(yè)出版社.2011，125 －134.

TE34

B

1004－1184(2013)06－0194－02

2013－08－27

張蒙娟(1987－)，女，陜西西安人，在讀碩士研究生，主攻方向:礦產(chǎn)普查與勘探。