特低渗透油藏开发特征与开采对策研究

2012-11-20吴大伟吴雪琴

长江大学学报(自科版) 2012年28期

关键词：含水油井饱和度

吴大伟，吴雪琴

(中石化胜利石油管理局石油开发中心，山东东营 257000)

特低渗透油藏开发特征与开采对策研究

吴大伟，吴雪琴

(中石化胜利石油管理局石油开发中心，山东东营 257000)

低渗透油藏目前在水驱过程中出现了含水高、采油速度低和注入水利用率不高等情况。以乾安油田为例，针对这些问题，对该油藏水驱油特征和渗流规律进行了试验研究，对油田高含水期采收率不高进行了理论分析；对该油藏开采特征和开发过程中出现的问题进行分析，提出了相应的开采对策，对有效开发同类低渗透油藏具有一定的指导意义。

低渗透率；渗流特征；开发特征

乾安油田储层物性较差，岩石孔隙小，岩石的渗透性主要由孔隙大小决定，孔隙分选及结构系数、孔喉比等对渗透率都有影响。储层具有低孔隙度、低渗透率、天然裂缝发育、非均质性较强的特点，每米砂岩裂缝0.7条，砂岩平均有效厚度7.8m，平均孔隙度13%，含油饱和度60%，平均渗透率4.22×10-3μm2，原始地层压力18.5MPa，属于典型的低孔特低渗油藏。

1 水驱油特征和渗流规律试验研究

图1 有效渗透率和驱油效率与空气渗透率的关系图

1)有效渗透率Ko和水驱油效率Ed与空气渗透率Ka的关系有效渗透率Ko、空气渗透率Ka、水驱油效率Ed的关系曲线如图1所示(根据9块岩样(渗透率K=(0.101～2.84)×10-3μm2)的水驱油资料)。由图1看出，该油藏有效渗透率约为空气渗透率1/2左右。渗透率越高，水驱油效率越大，但随着渗透率的继续增大，驱油效率趋于平稳。对低渗透油田驱油效率并非随渗透率增加一直增大，也有极限值，这主要与储层物性有关。9块岩样的平均水驱油效率Ed=55.8%。

2)油水相对渗透率曲线和毛细管压力曲线 9块岩样规范化处理后的相渗曲线如图2所示。用1块渗透率和孔隙度与该油藏平均孔隙度和渗透率相近的岩样(渗透率K=3.75×10-3μm2，孔隙度Ф=22.24%)的压汞曲线代表该油藏的毛细管压力曲线(如图3所示)。由图2看出，岩样亲水，在含水饱和度Sw较低时，油相相对渗透率Kro随含水饱和度Sw的增加迅速下降，水相相对渗透率Krw随含水饱和度增加上升缓慢。束缚水饱和度和残余油饱和度均大于20%，含水饱和度最高时，水相相对渗透率Krw最终值仅为15%，说明贾敏效应严重，孔隙小且连通性不好，分散的油滴对水流产生很大阻力，因而Krw远离100%。由图3看出，毛管压力曲线中间平缓段非常短，说明岩石孔隙孔道的分布不集中，分选性不好。

3)水驱油特征由油水相渗曲线数据和油水粘度比(μo/μw=3.57/0.39=9.15)计算的无因次产液指数随含水率fw变化曲线如图4所示；由油水相渗曲线计算的Kro/Krw～Sw曲线如图5所示。图4充分反映了低渗低粘油藏水驱油特征，油藏在高含水期可以通过提液来延长稳产期。由图5看出，随着Sw增加，Kro与Krw的比值持续下降；当经过等渗点(Kro/Krw=1)以后，随着Sw增加,Kro/Krw开始下降比较缓慢，后来急剧下降。这是因为后来润湿相水占据了几乎所有的主要流动通道，非润湿相油渐渐失去流动性，Kro下降速度达到最大，因此Kro/Krw下降最快，到最后Kro减小至0。

图2 相对渗透率曲线图3 毛细管压力曲线

图4 无因次产液指数曲线图5 Kro/Krw～Sw曲线

图6 孔径分布与渗透率贡献曲线

4)孔径分布与渗透率贡献曲线由代表性毛管压力曲线计算的孔径分布和渗透率贡献曲线如图6所示。由图6看出，当渗透率贡献率接近100%时，相对的非湿润相(汞)饱和度SHg为0.6，约有40%的孔隙体积没有渗透率贡献。这与该油藏原始含油饱和度为0.6趋于一致。图中还可以看出，当渗透率贡献接近100%时所对应的孔吼半径约为0.24μm，也就是说，当孔吼半径r≤0.24μm时，液体就难于流动。

2 油藏开采特征

1)油井都需压裂投产工区内共59口油水井，除3-1井(投注井)未压裂外，其余58口井都经压裂投产。58口井共压裂158次，其中重复压裂50次，无效14次，非重复压裂108次，无效1次。这表明非重复压裂效果好，有效率达99%以上。重复压裂效果次之，有效率达72%。

2)采油速度高，稳产期后递减快该油藏开采初期以2%以上的采油速度维持了7年8个月，但递减快，基本按指数式递减。如1993年的采油速度还高达2.26%，但到2003年采油速度已降至0.21%，10年采油速度降低10.76倍。其原因是真实开井数减少，由18.6口降至13.4口，平均单井产液量由14.6t/d降至9.47t/d，综合含水上升，由51.26%上升至86.94%。初期采油速度高但递减快也是裂缝性油藏开采特征之一。

3)油井暴性水淹(即含水快速上升) 工区内有17口油井在开采过程中发生含水快速上升。油井暴性水淹也是裂缝性油藏显著开发特征之一。注入水一旦沿着裂缝流向油井井低，将导致含水快速上升，产生暴性水淹。

3 存在的问题

1)油水井井况很差至目前全区共有油水井59口，其中套变井(套变，套裂，套漏)19口，报废井11口，落物井5口，合计35口，占总井数59.3%。

2)累计注采比已达1.23，而地层压力却低于原始地层压力4.55MPa 工区自1987年注水开发以来，到2007年累计注采比已高达1.23，而地层压力已低于原始地层压力4.55MPa。按物质平衡方程计算约有59.1×104m3注水量流入非生产层，占总注水量(296.3×104m3)的20%。这主要是由于油水井的套损和固井质量差所引起，使大量注入水沿着套损井和固井质量不合格的井的管壁流入非生产层，特别当这些注入水进入泥岩夹层(根据吸水剖面资料，泥岩吸水量占总注水量11.37%)时，泥岩长期受水浸泡产生蠕动。产生强大的剪切应力挤压套管，使套管损坏。如此形成恶性循环，即由于套损使注入水流入泥岩层。泥岩膨胀产生蠕动挤压套管使其套变；由于套变井增多使更多的注入水进入泥岩层挤压套管产生套变；由于注水量外流，引起地层能量不足，降低了油井产液能力。

3)油井含水高 39口油井中由于高含水(fw>90%)而关井的有23口。目前，2007年5月开井的12口油井中已有6口含水高达85%～93%，综合含水81.7%。

4)近年来采油速度极低 2003年～2007年5月，年采油速度在0.18%～0.21%内波动，年平均采油速度仅为0.1923%。2007年1～5月折合年采油速度为0.2%，可能已达经济极限。