黃3長8油藏初期開發(fā)技術(shù)政策適應(yīng)性評價(jià)

肖　波，陸雪皎，董憲鵬，林　鑫，范　志，劉宇曦（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安　710200）

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黃3長8油藏初期開發(fā)技術(shù)政策適應(yīng)性評價(jià)

肖波，陸雪皎，董憲鵬，林鑫，范志，劉宇曦
（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710200）

摘要：黃3長8油藏作為姬塬油田的主力開發(fā)油藏，自投產(chǎn)后存在水驅(qū)動(dòng)用程度低、壓力保持水平低、局部裂縫發(fā)育等問題。針對初期開發(fā)特征和開發(fā)矛盾，本文通過動(dòng)態(tài)分析法、理論計(jì)算法和礦場實(shí)驗(yàn)法對黃3長8油藏進(jìn)行了初期注水政策和儲(chǔ)層改造評價(jià)，確定了合理的注水強(qiáng)度、井底流壓和儲(chǔ)層改造方式，為下步穩(wěn)產(chǎn)高效開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

關(guān)鍵詞：低孔低滲；開發(fā)特征；注水強(qiáng)度；合理流壓；儲(chǔ)層改造方式

黃3長8油藏位于陜西省定邊縣馮地坑鄉(xiāng)境內(nèi)，隸屬低滲透油田。該區(qū)塊油藏平均孔隙度7.81 %，滲透率0.35 mD，儲(chǔ)層物性差，平面非均質(zhì)性強(qiáng)。目前該區(qū)塊開發(fā)矛盾突出：（1）受層間非均質(zhì)性影響，吸水剖面矛盾突出，水驅(qū)動(dòng)用程度低；（2）儲(chǔ)層物性分布不均導(dǎo)致局部區(qū)域壓力保持水平低、存在高壓低產(chǎn)井；（3）局部裂縫發(fā)育，見水井治理難度大。為挖掘該區(qū)塊開發(fā)潛力保持穩(wěn)產(chǎn)，針對黃3長8油藏初期開發(fā)特征，從注水技術(shù)、儲(chǔ)層改造等方面對該區(qū)塊開發(fā)技術(shù)政策進(jìn)行適應(yīng)性評價(jià)研究[1-3]。

1　油田概況

1.1地質(zhì)特征

黃3長8油藏主要有大小不同的七條河道控制其沉積分布特征，發(fā)育了一套曲流河三角洲平原和前緣沉積亞相，平原亞相與前緣亞相的界線定在黃36～黃39～池36～池41～元172連線一帶。通過精細(xì)儲(chǔ)層對比，發(fā)現(xiàn)局部地區(qū)構(gòu)造落差較大，推測存在斷層，目前通過地震剖面、水驅(qū)前緣測試已得到驗(yàn)證。

1.2儲(chǔ)層特征

黃3長8油藏儲(chǔ)層中部、東南部物性較好，油層相對較厚，穩(wěn)定性好；西北部物性相對較差。通過對9口井進(jìn)行樣品分析，得到：黃3長8油藏平均孔隙度7.81 %，滲透率0.35 mD，物性相對較差，是典型的低孔低滲透油藏。

2　初期開發(fā)特征

黃3長8油藏截止2015年12月油井開井?dāng)?shù)427口，日產(chǎn)液1 411 m3，日產(chǎn)油615 t，單井產(chǎn)能1.4 t，綜合含水56.4 %；水井開井?dāng)?shù)135口，單井日注21 m3，累積注采比1.57。

2.1壓力特征

目前黃3長8油藏平均地層壓力14.82 MPa，壓力保持水平70.9 %，壓力保持水平整體較低，局部存在高壓區(qū)，油藏中部儲(chǔ)層物性較好區(qū)、西北部微裂縫發(fā)育區(qū)等壓力保持水平較高；斷層區(qū)注采井網(wǎng)不完善以及東南部區(qū)域壓力保持水平較低。在一個(gè)注采井網(wǎng)中，裂縫主向井整體壓力保持水平較高（91.9 %），側(cè)向井因見效程度低表現(xiàn)為能量不足、壓力保持水平低（58.5 %）。

2.2見效特征

截止2015年12月，黃3長8油藏28個(gè)井組共46口油井見效，平均見效周期3～7個(gè)月。其中見效角井18口，邊井28口，角邊井見效比例1:1.56；見效見水共11口，見效產(chǎn)量平穩(wěn)共28口，見效產(chǎn)量上升共7口，油井見效較為明顯（見表1）。

表1　黃3長8油藏注水見效分類統(tǒng)計(jì)表

2.3油層吸水特征

黃3長8油藏注水井吸水基本均勻，單層注水井63口，吸水均勻井61口，占比例97.0 %；多層分注井27口，吸水均勻井13口，占比例48.0 %。但受層間非均質(zhì)性和儲(chǔ)層物性影響，部分井層間吸水不均（見表2）。

表2　黃3長8油藏吸水狀況分類統(tǒng)計(jì)表

3　注水技術(shù)政策評價(jià)及研究

3.1合理注水強(qiáng)度研究

針對黃3長8油藏初期開發(fā)特征，制定5個(gè)不同的注水開發(fā)方案，根據(jù)理論計(jì)算，得到不同注水開發(fā)方案下的壓力變化曲線和水線推進(jìn)距離（見圖1、圖2），由圖可知：在累計(jì)注入量相同的條件下，注水強(qiáng)度越大，水線推進(jìn)距離越短，有效波及范圍越小，壓力剖面越陡峭；而小水量、長周期的溫和注水技術(shù)，有利于壓力均勻分布。

圖1　黃3長8油藏不同注水方案壓力隨注水時(shí)間變化曲線

圖2　黃3長8油藏不同注水方案水線推進(jìn)示意圖

通過黃3長8油藏礦場實(shí)驗(yàn)研究，得到該區(qū)塊綜合含水與注水強(qiáng)度的關(guān)系曲線，由曲線可知：黃3區(qū)塊的注水強(qiáng)度為1.8 m3/d/m時(shí)含水保持較低水平（見圖3）。

3.2合理流壓研究

低滲透油藏油井采油指數(shù)小，為了保持一定的油井產(chǎn)量，需降低流動(dòng)壓力，加大生產(chǎn)壓差；但對于飽和壓力較高的油藏，如果流動(dòng)壓力低于飽和壓力太多，會(huì)引起油井脫氣半徑擴(kuò)大，使液體在油層和井筒中流動(dòng)條件變差，對油井的正常生產(chǎn)造成不利影響[4，5]。

3.2.1經(jīng)驗(yàn)分析法根據(jù)同類油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，當(dāng)流動(dòng)壓力為原始飽和壓力的2/3時(shí)，采油指數(shù)最高，最小流動(dòng)壓力為飽和壓力的1/2左右。黃3區(qū)長8油藏飽和壓力為8.64 MPa，由此計(jì)算長8油藏生產(chǎn)井合理流壓為5.76 MPa，最小流壓為4.32 MPa。

3.2.2理論計(jì)算法根據(jù)油層深度、泵型、泵深以及不同含水率條件下保證泵效所要求的泵口壓力，可以計(jì)算最小合理流動(dòng)壓力。合理泵效與泵口壓力的關(guān)系如下：

圖3　黃3長8油藏綜合含水與注水強(qiáng)度的關(guān)系曲線

式中：N-合理泵效，Pp-泵口壓力，F(xiàn)go-氣油比，a-天然氣溶解系數(shù)，Bt-泵口壓力下的原油體積系數(shù)，fw-綜合含水。根據(jù)公式計(jì)算出不同含水率條件下泵效與泵口壓力的關(guān)系曲線（見圖4）。

圖4　不同含水率條件下泵效與泵口壓力關(guān)系曲線

圖5　含水率與最小流動(dòng)壓力關(guān)系

低滲透油藏滲流條件差，要求泵效達(dá)到40 %，由此得到不同含水時(shí)期的泵口壓力值。根據(jù)最小流動(dòng)壓力與泵口壓力的關(guān)系式（2）求出最小流動(dòng)壓力。最后得到最小流動(dòng)壓力與含水率的回歸曲線（見圖5）。長8油藏開發(fā)初期含水平均為30%左右，通過計(jì)算得到最小流動(dòng)壓力為5.4 MPa。

式中：Pwf-最小合理流動(dòng)壓力；Hm-油藏中部深度；Hp-泵下入深度；ρo-動(dòng)液面以下泵口壓力以上原油平均密度；Fx-液體密度平均校正系數(shù)。

3.2.3礦場實(shí)驗(yàn)法通過礦場實(shí)驗(yàn)得到黃3長8油藏井底流壓與日產(chǎn)油的散點(diǎn)關(guān)系圖（見圖6），由圖6可知：當(dāng)井底流壓為6.0 MPa～8.0 MPa時(shí)，數(shù)據(jù)點(diǎn)分布較為密集，且平均日產(chǎn)油水平較高，因而確定黃3長8油藏的合理流壓為6.0 MPa～8.0 MPa。

圖6　黃3區(qū)塊流壓與日產(chǎn)油散點(diǎn)圖

綜上所述，根據(jù)飽和壓力確定的黃3長8油藏合理流壓為5.76 MPa，最小流壓為4.3 MPa；根據(jù)合理泵效確定的最小流動(dòng)壓力為5.4 MPa；根據(jù)礦場試驗(yàn)確定黃3長8油藏的合理流壓為6.0 MPa～8.0 MPa。綜合以上3種方法得到的結(jié)果，最終確定黃3長8油藏合理流壓為5.5 MPa～8.0 MPa。

4　儲(chǔ)層改造評價(jià)及研究

4.1合理改造方式研究

黃3長8油藏儲(chǔ)層改造以水力壓裂為主，輔助試驗(yàn)多級加砂和多縫壓裂新技術(shù)新工藝[6，7]，針對不同儲(chǔ)層采取相應(yīng)的改造方式和強(qiáng)度，從施工參數(shù)和初期生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比表（見表3、表4）看：多縫壓裂方式加砂量小，試油產(chǎn)量高，但后期具有高液量、高含水特征；多級加砂壓裂方式加砂量高，試油產(chǎn)量較高，但后期產(chǎn)液量較低；水力壓裂方式加砂量較小，試油產(chǎn)量較低，但后期產(chǎn)液量較高、含水較低。對比3種儲(chǔ)層改造方式，目前水力壓裂應(yīng)用最廣且產(chǎn)能最高，因而確定黃3長8油藏合理的儲(chǔ)層改造方式為水力壓裂。

表3　黃3長8油藏不同改造方式施工參數(shù)對比表

表4　黃3長8油藏不同改造方式初期生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比表

4.2合理射孔程度研究

通過試油產(chǎn)量、初期單井日產(chǎn)油與射孔程度相關(guān)圖可以看出：黃3區(qū)長8油藏射孔程度控制在40 %～55 %較為合理，初期產(chǎn)量相對較高（見圖7、圖8）。

圖7　黃3長8油藏射孔程度與試油產(chǎn)量關(guān)系圖

圖8　黃3長8油藏射孔程度與初期產(chǎn)量關(guān)系圖

4.3合理加砂強(qiáng)度研究

通過試油產(chǎn)量、初期單井日產(chǎn)油與加砂強(qiáng)度相關(guān)圖可以看出：黃3區(qū)長8油藏加砂強(qiáng)度控制在2.5 m3/m～3.8 m3/m較為合理，初期產(chǎn)量相對較高（見圖9、圖10）。

圖9　黃3長8油藏加砂強(qiáng)度與試油產(chǎn)量關(guān)系圖

圖10　黃3長8油藏加砂強(qiáng)度與初期產(chǎn)量關(guān)系圖

5　結(jié)論

（1）黃3長8油藏儲(chǔ)層物性較差，平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，開發(fā)效果差異較大，局部發(fā)育斷層，造成局部井網(wǎng)不完善。

（2）黃3長8油藏初期開發(fā)特征表現(xiàn)為：油藏壓力保持水平整體較低，局部存在高壓區(qū)，平面分布不均；油井見效較為明顯，角邊井見效比例1:1.56；吸水基本均勻，但分注井存在層間吸水不均現(xiàn)象。

（3）通過理論計(jì)算和礦場實(shí)驗(yàn)，得到黃3長8油藏在小水量、長周期的溫和注水政策下，有利于壓力均勻分布；當(dāng)注水強(qiáng)度為1.8 m3/m/d～1.9 m3/m/d時(shí)產(chǎn)量較高。綜合經(jīng)驗(yàn)分析法、理論計(jì)算法和礦場實(shí)驗(yàn)法得到的結(jié)果，最終確定黃3長8油藏合理流壓為5.5 MPa～8.0 MPa。

（4）對比水力壓裂、多級加砂壓裂和多縫壓裂3種儲(chǔ)層改造方式，得到目前水力壓裂應(yīng)用最廣且產(chǎn)能最高；當(dāng)射孔程度控制在40 %～55 %時(shí)，初期產(chǎn)量較高；當(dāng)加砂強(qiáng)度控制在2.5 m3/m～3.8 m3/m時(shí)，初期產(chǎn)量較高。

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通訊作者：陸雪皎，女（1988-），助理工程師，碩士，2014年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，從事油藏開發(fā)工作，郵箱：xuejiao8006@126.com。

*收稿日期：2016-02-15

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.020

中圖分類號：TE357.6

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）03-0076-05