陕北长2高含水饱和度油藏开发技术研究

第１２卷第２期　重庆科技学院学报（自然科学版）　２０１０年４月　陕北长２高含水饱和度油藏开发技术研究　王俊奇　韩长武　焦创赘　（１．西安石油大学，西安７１００６５；２．长庆油田分公司超低渗透油藏研究中心，西安７１００１８）　摘要：在室内实验和递减规律预测的基础上，分析陕北长２高含水饱和度油藏开发的有利条件和存在问题．提出　根据地层能量的大小分别确定开发方式。　关键词：含水饱和度；油藏；合理井网；注水开发；射孔　中图分类号：ＴＥ３５７　文献标识码：Ａ　文章编号：１６７３—１９８０（２０１０）０２—００１ｌ一０５　陕北长２油藏资源量较大，如安塞油田在Ｓ１井　长２获油层，试油后工业油日产６４．５ｔ，潜力巨大。随　（２）油层物性好　长２层孑Ｌ隙度为１６．３％～１６．８％，渗透率为２６．５×　１０￣－２７ｘ１０　ＩＪ，ｍ２，平均孔隙度为１６．６％．平均渗透率为　着长２油藏勘探开发力度的加大，一批生产长２油　层的区块相继投产，主要有安塞油田的Ｓｌ、Ｓ５、　２７ｘ１０－ａ￣ｚｍ　，物性明显优于延长组其他油层。　由于长２油层物性较好．经压裂后试排平均日产　Ｓ１５２、Ｔａｎｎａｎ４１０井区及Ｚ安区，油房庄油田的Ｄ３１　井区，吴旗油田的Ｐ２、Ｗ１３５井区，靖安油田的靖中、　张渠一区、张渠二区，镰刀湾油田的ＺＪ９３、Ｌ２井区。　这些陕北长２高含水饱和度油藏对油田的增储上产　起到重要的作用。因此，基于这种技术需求，有必要　对这类油藏进行研究。本文在室内实验和递减规律　预测的基础上，分析了陕北长２高含水饱和度油藏　油为ｌ１．０￣４３．８２ｔ，其中Ｓ１井试油产量达６４．５　。井区　投产初期平均单井产量１．９￣６．９ｔ，平均井日产油４ｔ．油　房庄油田的Ｄ３１井区初期平均单井产能达６．８６ｔ．经注　水补充能量后目前平均单井日产油为５．３９ｔ。　（３）储层弱水敏　长２储层岩石成分以长石、石英为主，其中石英　含量为３０．７％，长石含量为４８％，胶结物含量为８．９％。　开发的有利条件和存在的问题，并根据国内外油田　开发的经验，提出由地层能量的大小。分别确定开发　通过敏感性试验得出水敏指数０．３４，属中等偏　方式。同时，基于数值模拟和现场生产数据，制定出　这类油藏合理的井网密度、注采压力和射孔参数，可　实现有效开发。　弱水敏，适合进行注水开发。　（４）驱油效率高　水驱油试验结果表明．同一岩芯．随着含水饱和　１　开发的有利条件　（１）资源潜力大　陕北长２油藏属三角洲平原沉积，分流河道砂　体发育，分布广，变化大，改道、迭合、分叉、相互切割　度升高，其残余油饱和度下降，而无水期、最终期驱　油效率升高（见图１）。　堡　需　襄　一　●●●　频繁。广泛分布的分流河道与局部构造的有机配合　形成了油气聚集的有利场所，主要储层为长２，，一、长　２ｌ　、长２２。　　ｌ…　…　｝　】　　ｙ＝ｕ。ｌ　。。　十二Ｊ　１‘　叶　随着对长２油藏储层特征认识的加深和滚动勘　探开发技术的提高，可建产区块２６个。含油面积　ｌ１４．５ｋｍ　，地质储量５　９２３ｘ１０ｈ。　收稿日期：２００９—１０—２０　含水饱和度　圈１　驱油效率与含水饱和度关系　对长２储层来说，当含水饱和度较低时，小喉道　基金项目：国家自然科学￣（９０６１００１２）；陕西省科学技术研究发展计划项目（２００９Ｋ１０－１０）；西安石油大学科技创新基金（２０７００６）　作者简介：王俊奇（１９６６一），男，陕西岐山人，博士，西安石油大学副教授，研究方向为油气田开发。　・１１・　王俊奇，韩长武，焦创赘：陕北长２高含水饱和度油藏开发技术研究　所连通的孔隙有一部分为非润湿相的油所占据。这　部分油在水驱油时不易被采出而形成残余油，导致　驱油效率相对较低，随着含水饱和度的增大，被油占　据的小孔道减少，油主要分布在大孔道中，很容易采　５．０２．属于天然能量不足的油藏。天然能量较充足的　油藏。在开发初期可采用自然能量开发．而边底水能　量不足的油藏应采用注水开发。　３．２　自然能量开发技术　出。因此长２储层正是由于含水饱和度高而使得残　余油减少，驱油效率增加。　２开发中存在的问题　（１）天然能量开发采收率较低　陕北长２油藏受岩性、构造双重控制，为构造一　岩性油藏。虽然有一定的边底水能量，但总体能量　有限，最终导致油藏天然能量开发采收率低。根据　递减曲线预测安塞油田的Ｓ１、Ｓ５、￥４０１井区，天然能　量开发采收率分别为１２．８％、６．９４％、５．３１％，平均为　８．２％．如表１所示。　表１　天然能量开发采收率计算结果　ｆ２）地层能量不足　为了解长２油层在不同工作制度、生产压差下　的产量和含水变化规律，在Ｚ安区进行了放大压差　生产试验，分别对￥４０１、Ｚ６—５、Ｚ４—６井工作参数进　行调整。　从试验结果分析，除Ｚ６—５井以外，其他井效果　均不明显。Ｚ６—５井泵径由３８ｍｍ换为４４ｍｍ，日产油　由０．７３ｔ上升到１．８３ｔ，并保持稳定。３个月后，泵径　由４４ｒａｍ换为５６ｒａｍ，日产油由１．９４ｔ上升到３．２５ｔ。　但这种效果只保持了一个月，随着动液面由ｌＯＯｍ下　降到４９６ｍ，日产液量也由１９．２５ｍ　下降到６．０６ｍ　。　分析整个试验过程中产量、液面的变化，只有在　地层能量充足，供液能力较强的前提下，换大泵提高　排液量．产油量才会有较大幅度上升并保持稳定。　３油藏开发技术对策　３．１　开发方式　长２油藏主要分为天然能量较充足和不足两种　类型。如Ｓｌ井区，根据生产数据统计结果，每采出　ｌ％地质储量地层压力下降０．６３ＭＰａ，弹性产量比为　ｌ２．１．属于天然能量较充足油藏；Ｓ５井区，每采出　１％地质储量地层压力下降１．５ＭＰａ，弹性产量比为　・１　２・　为了解长２油藏天然能量的大小及边底水分布　情况，根据油层与边底水的接触关系，将安塞油田生　产长２油层的井划分为４种类型：Ｉ类．油层直接与　底水接触或油层与底水间隔层厚度不足ｌｍ的井；　Ⅱ类，隔层厚度在１～３ｍ之间的井；Ⅲ类，隔层厚度　大于３ｍ的井；１Ｖ类，隔层在井区连片分布，受边底　水影响较弱的井。　分类统计结果显示，Ｉ、Ⅳ类所占比例最大，井　的数量分别占总井数的２９％和５ｌ％．ＩＩ、ＩＩＩ类井数　占总井数的ｌ０－３％和９．７％，所占比例较低。　不同类型的油井，在地层能量方面存在较大差　异。Ｉ类油井，投产初期地层能量比较充足，但不足　以维持油田的长期开采。Ｓｌ井区边底水能量较强．　单井产量在４～５ｔ／ｄ的水平稳产已达８ａ。但是经过十　多年的开采，地层压力已下降到较低水平。２０００年　上半年对３口井进行测压，平均地层压力为１．８９ＭＰａ，　地层压力保持水平仅有４１．５％。ＩＶ类油井，在生产中　表现为地层压力下降较快，如Ｓ５井区。Ⅳ类油井所　占比例为６１％．１９８８年平均地层压力４．１４ＭＰａ，　１９８９年为２．８４ＭＰａ。到１９９０年和１９９１年平均地层　压力分别下降为１．０５、１．０７ＭＰａ．目前地层压力为　２．８ＭＰａ。因此，不同的地区应采用不同的开发对策。　天然能量充足的井区应保持合理的生产压差。　从安塞长２油藏的开发过程来看．对具有较充足边　底水能量的Ｉ类油藏，在开发初期采用自然能量开　采．比较经济有效。如Ｓ１井区．在早期生产的１１口　井中，Ｉ、Ⅱ类油井有７口井，占６４％．以平均井日　产油４ｔ的水平保持稳产８ａ。１９９９年Ｓｌ井区税后内　部收益率为４６．４４％，经济效益相当好。　对于边底水油藏，在利用天然能量开采的同时．　应保持合理的生产压差以维持合理的开采强度；否　则易造成底水锥进，含水上升。产量下降。如Ｓ１井，　１９８３年ｌ２月投产，初期日产油９ｔ，含水ｌ０％。１９８４　年４月泵径由４４ｍｍ换成５６ｒａｍ．日产油由９ｔ上升　到１７ｔ，仅生产一年半就因底水锥进造成含水上升，　日产油从１６ｔ下降到８ｔ，含水由１５％上升到３４．５％，　在后来很短的时间内上升到６０％，日产油下降至　２ｔ．最后于１９９４年５月因水淹而关井．累积产油仅　１．０４ｘ１ｏｎｔ。与Ｓｌ井油藏类型相同、油层厚度接近的　王俊奇，韩长武，焦创赘：陕北长２高含水饱和度油藏开发技术研究　Ｓ１—３井。初期Ｅｔ产油１４ｔ，后来日产油在５ｔ以上稳　ｄ　一原油商品率，ｆ；　ｐ　原油售价，元／ｔ；　ｐ　一原油操作成本，元／ｔ；　产８ａ，目前日产油１．２５ｔ，综合含水５２．７８％，累积产　油２．０２ｘｌＯ４ｔ。在开采过程中，泵径由４４ｒａｍ调整到　３８ｒａｍ，又从３８ｒａｍ调整到目前的３２ｒａｍ，冲程由　１．２ｍ调整到ｌｍ，又从ｌｍ调整到０．９ｍ。虽然工作参　数一再调低，但是却抑制了底水的锥进。与Ｓ１井相　比，目前已多产油近１．ＯｘｌＯａｔ。　，　厂平均单井钻井投资，万元／口；　，Ｂ一平均单井地面建设投资，万元／１５１；　卜井投入开发评价年限。ａ。　根据计算，当采油成本为５００～６６０元／ｔ，原油售　保持合理的开采强度，是提高边底水油藏经济　价为１　４００元／ｔ时。陕北长２油层合理井网密度为　效益的关键　］。控制采液强度，其目的在于控制采　油井的含水上升速度，而对于长２高含水饱和度油　藏，控制含水上升速度尤其重要。　天然能量不足时应及时转入注水开发。相比Ｓｌ　井区，Ｓ５井区缺乏边底水能量供给，天然能量不足。　据统计，早期投产的１４　Ｅｌ井投产初期平均单井日产　液４．４６ｍ　，Ｅｔ产油２．７６ｔ，一年后Ｅｌ产液下降至　３．０６ｍ　，日产油下降至１．６６ｔ。年递减３９．８％。由于地　层能量不足，产量持续下降，最低下降至１９９７年底　的０．８ｔ。１９９７年１１月Ｓ５井区转注３口油井（Ｓ５—　１４、Ｓ５、浅５—１４）。１９９８年１１月又对坪５Ｏ一１５井长２　油层补孔压裂投注．形成Ｓ５井区最初的４个注水井　组。当年５月注水开始见效，１３产油量由注水前的　０．８ｔ上升到１．１７ｔ，１９９８年底上升到１．４９ｔ。１９９９年　１１月和２００ｏ年６月再次转注８口井。目前Ｓ５井区　已有１５口井注水，见效井１３产油量由１．０９ｔ上升到　２．１６ｔ。从Ｓ５井区的开发历程来看，注水是改变Ｓ５　井区低水平开发的唯一途径。　３．３注水阶段开发技术策略　３．３．１合理设置井网密度　采收率与井网密度变化相关。随着井网的加密，　最终采收率增加；但是另一方面，随着井网的加密，　开发油田的总投资在增加。总产出减去总投资即总　利润，而总利润随井网密度发生变化。当总利润达到　最大值时，经济效益最佳，这时所对应的井网密度即合　理网井密度。当总的产出等于总的投入，也就是总利润　等于零时，所对应的井网密度是极限井网密度＿３］。　根据在开发评价期内单位面积总投资和盈利持　平的原理．可得到经济极限井网密度计算公式：　，一ｄ０・　。　・ⅣＡ・ＥＲ　～一　＿ｎ＋，Ｂ）（１＋　）啦　！　式中；　一经济极限井网密度，Ｈｌｋｍ‘；　ｄ　，　ⅣＡ一储量丰度，１０。ｔ／ｋｍ。；　Ｅ　一原油采收率，ｆ；　一投资贷款利率，ｆ：　４．１２ｈｍ￣井．合理井距为２２９ｍ，极限井网密度为　０．６１ｈｍ２／井，经济极限井距为８８ｍ（￣１１表２所示）。当　油价波动为１　２００～１　７００元／ｔ时，合理井网密度为　４．８６～３．４４ｈｍ￣井，合理井距在２４９～２０９ｍ之间。　表２井网密度计算数据表数据　井区　蔼　３．３．２注采压力系统　一般注水井井底流压不能超过地层的破裂压　力。否则易导致地下微裂缝开启，使油水分布复杂　化，水驱波及体积减小［４］。因此注水井最大井底流压　按地层破裂压力的８０％计算。　由于长２高含水饱和度油藏油水分布比较特　殊。注水强度过大不利于油藏的开发。水驱油试验表　明随着驱替速度的提高，最终驱油效率降低（如图２　所示）。由于长２油藏含水饱和度较高，储层的亲水　性较强，油大部分存在于大孑Ｌ道中。随着驱替速度的　提高，注入水沿大孑Ｌ道单相突进．由活塞式驱油转为　非活塞式．一旦注入水线形成．就会形成严重的绕流　现象，使残余油增加，驱油效率下降。　地层压力保持水平按原始地层压力的８５％计　算。通过油房庄Ｄ３１井区、安塞油田Ｓ１井区流压与　采油指数半对数关系曲线分析．当流动压力保持饱　和压力的０．９　１．Ｏ８倍时。采油指数保持相对稳定，而　小于此值时，采油指数明显下降。因此，确定采油井最　低井底流压界限为饱和压力的０．９４　１．０８倍之间。　・１　３・　王俊奇，韩长武，焦创赘：陕北长２高含水饱和度油藏开发技术研究　●　＝一８．０４７ｘ＋５５．６０１　ｆ　＼＼Ｒ＝０．８３３　４　ｒ　褂　＼　廷　＼。　●●　图２最终驱油效率与驱替速度的关系　３．３．３　开发效果　（１）储量动用程度和采收率得到提高。长２油　藏通过注水补充能量后，开发效果得到明显改善。　油房庄油田Ｄ３１井区１９９９年底注水开始见效，其　驱替特征曲线出现２个直线段，反映水驱动用储　量的储量常数由３８ｘ１０４ｔ增加到７１ｘｌＯ４ｔ．增加了　１．８６倍。　安塞油田天然能量开发较好的Ｓ１井区。采用递　减法和含水外推法计算，其采收率为１２．８％，通过注　水以后其标定采收率为２０％，提高７．２％，注水后采　收率大幅度增加。　（２）地层压力的恢复，抑制了含水上升速度，产　量稳定增长。长２油藏为高含水饱和度油藏，其油　水关系复杂，在储层中大孔道主要被油占据。４ｑＬ道　主要被地层水占据．在开采过程中随着地层压力的　下降，小孔道中的地层水在毛管力的作用下流入井　筒；因此随着地层压力下降，含水上升、产油量下降。　Ｄ３１井区长２油藏在建产初期，采油井大量投产，地　层压力逐步下降，由１９９６年的１０．４ＭＰａ的下降到　１９９９年的７．１６ＭＰａ。在此期间，单井日产油从８．４３ｔ　下降到３．４４ｔ，综合含水由４５．６％上升到７０．８％。后来　随着地层压力由７．１６ＭＰａ回升至目前的１３．４８ＭＰａ，　产油量由３．４４ｔ上升５．３８ｔ、含水由７０．８％下降至　６２．４％。可见对于长２高含水饱和度油藏，通过注水　补充地层能量，不仅可以提高单井产量，而且可以抑　制含水的上升。　３．４合理的射孔参数　射孔是油井生产的关键环节。不同的射孑Ｌ参数，　得到的结果不同。因此，对长２高含水饱和度油藏　也应进行射孔参数优化。　３．４．１射孔参数优化　高含水饱和度油藏的射孑Ｌ参数包括剩余厚度、　剩余程度、视射厚度、视射程度、实射厚度、实射程　度。其中，剩余厚度为射孔底界至油层底界的有效厚　・１４－　度总和：视射厚度为射孔底界至油层顶界的有效厚　度总和：实射厚度为射孔井段内的有效厚度总和：剩　余程度、视射程度、实射程度分别为剩余厚度、视射　厚度、实射厚度占油层总厚度的百分数。　按前面油井分类结果，分别对Ｉ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类油　井作油层厚度与各优化参数及含水交汇图。优化结　果见表３。优化区域内的含水率比区域外的含水率　平均低ｌ２．３５％，日产油量比区域外平均高出０．８６ｔ。　射孔参数优化见表４。　表３安塞长２、长３油层射孔、压裂优化结果数据表　表４优化射孔技术界限汇总表　…型　３．４．２应用效果　在众多的射孑Ｌ参数中，剩余程度为最关键的参　数。统计剩余程度较小的Ｉ类油井７　１３，平均油层厚　度９．６ｍ，剩余程度５１．７％，投产初期日产油２．１８ｔ，综　合含水７２．５％．半年后含水上升为７６．５４％，一年后　含水上升至８１．０２％：同样统计剩余程度较大的采油　井２０口，平均油层厚度１２．９ｍ，剩余程度７８．９％，投　产初期日产油２．７ｔ，综合含水５９．５％，在一年多的时　间内含水始终保持稳定。　对比分析投产初期数据，剩余程度高与剩余程　度低的井相比．平均日产油高出０．４９ｔ，综合含水低　ｌ３％，而且剩余程度低的井在开采过程中含水上　升较快。可见剩余程度是影响开发效果的重要因　素之一。　在保证足够剩余程度的同时，严格控制压裂强　度也十分重要。加砂强度大于０．４５ｍ３／ｍ的Ｉ类油井　１２口，其平均油层厚度１２．２２ｍ，剩余程度７１．５％，加　砂强度０．６２ｍ３／ｍ，投产初期日产油１．６９ｔ．综合含水　王俊奇，韩长武，焦创赘：陕北长２高含水饱和度油藏开发技术研究　７１．９％；统计加砂强度在优化范围内的３６口井，平　证长２油藏持续高效开发的必要条件。　均油层厚度１４．８７ｍ，剩余程度８０．３％，加砂强度　（４）注水开发，合理的迭用射孔参数，不仅可以提　０．２４ｍ３／ｍ，投产初期日产油２．８ｔ，综合含水６０％，措　高长２油藏的储量动用程度、采收率、单井产能，而且　施优于压裂强度大的井。这说明压裂强度大，使压　可以抑制含水的上升，提高开发效果。　裂效果及经济效益也变差。　参考文献　４结　论　［１】金佩强编译．高含水饱和度轻油油藏注空气提高采收率　［Ｊ】．特种油气藏，１９９８，５（４）：２２－２４．　（１）高效开发陕北长２高含水饱和度油藏对特　【２】尹寿鹏．渗透率非均质性参数计算及代表性分析【Ｊ］．石油　低渗透油田的发展起着重要的作用。长２油藏局部　实验地质，１９９９，２１（２）：１４６－１４９．　具有边底水能量，有一定的天然能量开发条件；但总　［３］陈元．复杂断块油田高含水期开发特征及挖潜研究［Ｄ】．青　体能量不足，天然能量开发采收率偏低。注水保持地　岛：中国海洋大学，２００３．　层压力是开发好该类油藏的关键。　［４］裘怿楠，刘雨芬．低渗透砂岩油藏开发模式【Ｍ】．北京：石油　（２）孑Ｌ隙结构和化验分析表明，长２高含水饱和　工业出版社．１９９８．　度油藏适合于注水开发，但驱替速度不宜过大：否则　［５】Ｌｕｏ　Ｐｉｎｇｙａ．Ｓｏｍｅ　Ｐｒｏｂｌｅｍｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　Ｅｘｐｌｏｉｔａ－　ｔｉｏｎ　Ｌｏｗ　Ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ　ｏｆ　Ｏｉｌ　ａｎｄ　Ｇａｓ　Ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ　ｉｎ　Ｃｈｉｎａ　将导致残余油增加，最终采收率下降。　［Ｇ】．ＳＰＥ　５０９２３，１９９８．　（３）目前长２油藏的主要问题是地层压力保持　［６】何贤科．阿３ｌ断块水驱开发效果影响因素分析［Ｊ】．断块油　水平偏低，因此加强注水工作，恢复地层压力，是保　气田，２００８（１）：７２—７５．　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　ｏｆ　Ｃｈａｎｇ２　Ｈｉｇｈ　Ｗａｔｅｒ　Ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ　Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｎｏｒｔｈ　ｏｆ　Ｓｈａａｎｘｉ　ＷＡＮＧ　Ｊｕｎ—ｑｉ。ＨＡＮ　Ｃｈａｎｇ－－ｗｕ　ＪＩＡ０　Ｃｈｕａｎｇ－ｙｕｎ　（１．Ｘｉ’ａｎ　Ｓｈｉｙｏｕ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｘｉ’ａｎ　７１００６５；　２．Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｃｅｎｔｅｒ　ｏｆＵｌｔｒａ—ｌｏｗ　Ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔ）ｒ　Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｏｆＣｈａｎｇｑｉｎｇ　Ｏｉｌｉｆｅｌｄ　Ｃｏｍｐａｎｙ，Ｘｉ’ａｎ　７１００１８）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｂａｓｅｄ　ｏｎ　ｉｎｄｏｏｒ　ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｓ　ａｎｄ　ｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｄｉｍｉｎｉｓｈｉｎｇ　ｌａｗ，ｆａｖｏｒａｂｌｅ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ　ａｎｄ　ｐｒｏｂｌｅｍｓ　ｅｘｉｓｔｉｎｇ　ｉｎ　ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｏｆ　Ｃｈａｎｇ２　ｈｉｇｈ—ｗａｔｅｒ　ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ａｒｅ　ａｎａｌｙｚｅｄ．Ｉｔ　ｐｒｏｐｏｓｅｓ　ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｍｏｄｅｓ　ａｃｃｏｒｄｉｎｇ　ｔｏ　ｔｈｅ　ｓｉｚｅ　ｏｆｔｈｅ　ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｅｎｅｒｇｙ．　Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：ｗａｔｅｒ　ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ；ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；ｒｅａｓｏｎａｂｌｅ　ｗｅｌｌ　ｐａｔｔｅｍ；ｗａｔｅｒ　ｌｆｏｏｄｉｎｇ；ｐｅｒｆｏｒａｔｉｏｎ　・１５・