白狼城超欠压低渗透油田注水开发的研究

2011-01-24李添渊

延安大学学报（自然科学版） 2011年2期

李添渊，高岭

(延长油田股份有限公司横山采油厂，陕西横山 719100)

白狼城油田是延长油田横山采油厂的主力产油区，该油田大部分油井在1999－2000年完钻，在2003年前利用弹性能量开采，由于地层能量得不到补充，地层压力由原始压力6.2 MPa损耗到0.34～1.2 MPa左右，地层压力只有原始地层压力的5.5% ～19.4%，油田处于超欠压水平，这导致产量下降快、含水上升速度快。为了扭转这种局面横山采油厂采取了温和注水开发，缓慢恢复地层能量，达到了增油降水的目的。特别是近年来通过不断总结注水开发效果和存在的问题，针对问题提出解决方案并实施，取得了非常好的注水开发效果。

1 油田概况

白狼城油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的东北部，隶属于榆林市横山县石湾镇。产层为长2油层，油层平均厚度750m。该油田构造形态与区域构造基本一致，为相对平缓向西倾斜的单斜构造。油层组属于曲流河河控三角洲平原亚相沉积，曲流河沉积的主体是河道沉积，河道砂坝为沉积的骨架砂体。该区长2油藏储层孔隙度集中分布于14%～20%之间，平均16.4%，属中孔隙度分布范畴。渗透率集中分布于10～50×10－3μm2之间，平均18.95×10－3μm2。油藏含油面积为16.87 km2，探明石油地质储量为1181.6×104t。

2010年5月白狼城油区共开采油井230口，开注水井74口，日注水1427 m3，平均单井日注水19.3 m3，累积注水183.98×104m3万方，月注采比1.02，累积注采比0.48，累积地下亏空198.3×104m3。

2 油田注水开发效果

注水开发以来，白狼城油田单井日产油量由2004年注水前的0.91 t/d增加到2009年的1.81 t/d，平均增幅达98.9%;年产油量由2005年的8.08×104t增加到2009 年的14.14×104t，增产 60.6 kt，增幅达75%;综合含水逐年下降，综合含水率由2005年75.4%下降到2009年的67.6%，下降了7.8%，平均每年下降近2个百分点。(详见表1)

表1 白狼城开发单元历年各项开发指标统计表

3 油田注水开发的措施

3.1 油田精细油藏描述

白狼城油田在平面上，自南向北油层发育变化较大，各油层组总体上均呈现小层数依次增多，发育厚度依次变薄，渗透率逐渐降低的趋势;在纵向上，各层系连通状况、油层厚度、渗透率差异极大。为了提高油田注采对应率，最大限度提高水驱储量动用程度，必须细分单元。

本着油层分类概念要有延续性、油层类别平面上具有整体性、对现有技术有一定的适应性、分类标准具有可操作性的思想，制定了小层分类原则如下:

1)根据白狼城油田地层对比成果，在长2油层组顶部广泛发育具有稳定分布，测井易于识别的标志层，以此作为地层对比的主要依据;

2)层段内部发育的隔夹层是由沉积和成岩共同作用的产物，具有一定的等时性，可作为最小沉积单元划分的依据;

3)鉴于厚层砂岩分布连续性以及隔夹层分布的不稳定性，采用以长2油层组顶部标志层为对比依据，采用层拉平的等高程法和切片法结合进行多井对比;

4)建立骨干对比剖面进行闭合对比，并通过建立对比剖面和构造建模技术进行检验;

5)最小沉积单元的划分要结合地层特点及油田生产特点进行。

根据这一小层分类原则，将白狼城油田油层组划分为5个小层，分别对这5个小层的顶面构造、沉积相、砂体展布、油层展布、隔夹层分布、流体分布、孔隙结构、储层物性、油藏类型以及温度和压力等分别进行了系统的研究，并计算出石油地质储量。

这些工作的开展为油田注水开发方案的合理制定以及调整意见的合理制定提供了有效的理论依据。

3.2 注水开发方案

3.2.1 注水开发方案的制定

1)开发方式的确定

随着互联网技术的广泛应用，大数据信息技术对教育产生了革命性的影响，教师在传统课堂上的角色和地位受到了严重的冲击。教师从传统权威的资源提供者转变为高效的资源整合者。外语教学迫切需要信息素养高的教学人才，除具有必备的语言能力与教育理论外，还需具备一定的信息能力和信息素养。

白狼城油区属于陆相沉积储集层，砂体变化大，边(底)水能量弱，适用于面积注水方式。面积注水能够使生产井处于注水受效第一线，形成多向供水，抑制水线单向推进，开发效果好。

根据白狼城油藏地质特征及开发特点，采取注水保持地层能量方式开发，采油方式立足于机械采油，小泵深抽，局部能量供应充足可以适当采取大泵及时提液。

2)层系划分

白狼城油层连通性好。油层之间泥岩隔层发育不均衡，原油性质比较好，物理性质也比较接近，含油层数少，单井控制含油井段长度比较短，有效厚度薄，适合一套层系注水开发。

3)井网井距

白狼城油区产油、产液量不大，注采井数比1:3即可满足生产要求，故选用反九点法注采系统，但由于油区井网的不规则，故选取反九点法为主结合反七点法的注采井网。该区井网密度为20口/km2，井距为180～230m。

4)压力系统

白狼城油区没有测试原始地层压力，依据邻近油田陕北安塞油田油藏原始压力资料，取地层压力系数为0.8，计算原始地层压力6.2 MPa。对于低饱和油藏，要充分利用边水能量，保持地层压力在原始地层压力附近开采是最合理的。因此该区地层压力水平保持在6 MPa左右是比较合适的。白狼城油区油层破裂压力为(井口)18.5 MPa，最终计算出井口最高注入压力为14.5 MPa。

该区长2油层储层非均质性不是很强，为了避免人为加大油层的非均质性，白狼城油藏的压裂加砂规模一般设计为1 m3左右，最多不超过1.5 m3，避免了人工裂缝的过大，为注水均匀推进建立了较好的井网井距。

3.2.3 严格稳妥实施注水开发方案，不断完善注采井网

白狼城油田通过补测资料、钻调整井、水井补孔等措施完善注采井网，提高注水效率，多向受益井和双向受益井比例为75%。

在方案实施中，首先在油区南部对10个井组进行转注，开展试注水工作。在实施过程中，考虑到该区为中晚期注水，地层亏空严重，采取了“温和注水”的方法，将注采比控制在0.9左右。在转注的过程中，为了防止油层的污染，采取了泡沫负压洗井的办法，这有效的降低了地层污染。

通过半年的试验，发现在该地区注水能够起到很好的稳产、增产效果。该10口注水井共控制着38口一线采油井，该38口一线受益井生产情况见表2。

表2 第一批注水井区油井生产数据汇总表

鉴于2005年上半年试注水工作取得的成绩，横山采油厂当年再次转注15口井，总注水井数达到25口。在2006年2月－7月，将注水井数增加为71口，基本在该区域实现了全面注水开发的局面，水驱控制面积增加为16 km2，从此该区增油效果更加显著。

3.3 平稳注水，注好水、注够水

白狼城油田通过打水源井、取河流水以及处理油田水等多种方式确保了水源的充足，通过定期检修设备、频繁计量水量等方式确保平稳注入，从而保证了水量按照配注要求注入，及时地补充了地层能量。

3.4 按照方案开展动态监测，定期进行动态分析

白狼城油田在注水开发过程中一直按照注水开发方案开展吸水剖面和压力测试工作，根据吸水剖面测试结果对存在单层突进问题的井开展堵水调剖措施;每月开展动静液面、示功图测试和油田水化验的普查工作，随时掌握生产井的泵况和油田水的变化状况。为了准确分析油田的整体开发状况，动态分析工作每天都需要开展，横山采油厂从单井至井组一直对产液量、产油量和含水率进行对比分析，从对比中找出存在的问题，再根据这些问题提出解决方案。