特低渗油田稳产开发研究——以西峰油田白马南井区为例<br/>

特低渗油田稳产开发研究——以西峰油田白马南井区为例

2013-01-18张蒙娟

地下水 2013年6期

关键词：西峰井网菱形

张蒙娟

(西安石油大学，陕西西安710065)

特低渗油田稳产开发研究
——以西峰油田白马南井区为例

张蒙娟

(西安石油大学，陕西西安710065)

西峰油田白马南井区由于储层物性差、渗流阻力大等原因，导致油藏开发难度大，严重影响油田稳定生产。通过对井网形式、注水方案等研究，提出采用菱形井网、超前注水等措施进行开发，从而提高油田开发效率，有效控制油田递减率，使采收率基本保持在20%，接近标准采收率，实现特低渗油田的稳定生产。

特低渗油田;优化井网;注水开发;超前注水

1 概况

1.1 区域地质特征

西峰油田白马南井区位于伊陕斜坡西南部，是三叠系延长组含油层组发育区。白马南井区地层对比主要标志层为长7下部的高电阻、高伽玛的页岩及长81顶部的低阻凝灰岩，在全区分布稳定，特征明显。岩性主要为黑色泥岩、页岩、灰黑色粉砂质泥岩及灰黑色细～粉砂岩、细砂岩组成，物性相对较好。从总体上看，整体呈向西倾斜的单斜构造，坡度较缓。

白马南井区的主力含油层为长81，该井区平均渗透率1.33 ×10－3μm2，地层原油粘度 1.21 mPa·S，流度为 1.10 ×10－3μm2/mPa·S。根据岩心、薄片、CT分析及吸水指示曲线观察，可以看出白马南井区长8油藏发育天然裂缝。注入水沿裂缝水窜严重，注水井多形成水线。

1.2 油田开发现状

西峰油田白马南井区现有油水井507口，其中采油井350口，注水井157口。截止目前，油井开井274口，核实日产液量625 t，核实日产油406 t，平均单井日产液量2.28 t，平均单井日产油1.48 t，综合含水23.6%。地质储量采油速度0.31%，采出程度3.04%。老井自然递减率3.2%，综合递减率4.4%。注水井开井145口，日注水平26.3 m3/d，月注采比4.55，累积注水 11.8×104m3。截止目前，白马南井区水驱控制程度97.5% ，水驱动用程度65.4%。

2 油田开发主要方案

2.1 井网布置

一套井网是否合理，主要从以下三个方面衡量:一是能否延长无水采油期，提高开发初期的采油速度;二是能否获得较高的最终采收率;三是井网调整是否具有较大的灵活性。对于低渗透油田，既要考虑单井控制储量及整个油田开发的经济合理性，井网不能太密;又要充分考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大;另外还要最大程度地延缓方向性的水窜以及水淹时间。加之，特低渗透油田普遍存在天然裂缝，而且储层物性较差、渗流阻力较大、自然产能极低。例如，安塞油田采用油基泥浆、泡沫负压钻井试验时进行测试，油井初产仅 0.3～0.5 t/d［1］。故选择合理的井网是油田实现稳定生产的前提。

2.1.1 井网形式确定

对白马南井区以下几个井网形式;菱形反九点井网、矩形井网、五点法井网进行数值模拟，得出三种不同井网主要技术指标(见表1)。

表1 白马南井区模拟不同井网形式技术指标对比表

由表可以看出:

菱形井网、矩形井网和五点井网的最终采出程度相差不大，但对油田的开发时间有影响，当含水率为95%时，菱形井网、矩形井网和五点井网所需的开发时间分别为62 a、110 a和98 a，即菱形井网比矩形井网和五点井网分别缩短48 a和36 a，可见菱形井网可以大大缩短油田的开发时间。对应相同的生产时间，菱形井网的采出程度最大。油田开发前几年，菱形井网的采油速度高于矩形井网和五点井网，从第8年到第20年，菱形井网的采油速度居中，到20 a时，各井网的采油速度已相差不大。

同时考虑经济指标评价，可以得出:对应相同的生产时间，菱形井网的累计财务净现值高于矩形井网和五点井网;菱形井网的阶段累计财务净现值要远远高于矩形井网和五点井网，菱形井网的投资回收期小于矩形井网和五点井网，所以从经济指标评价来看，菱形井网要优于矩形井网和五点井网。

综上所述，白马南井区应采用菱形井网开发。

2.1.2 井网密度确定

北京石油勘探开发研究院根据我国144个油田或开发单元的实际资料，按流度统计出最终采收率与井网密度的经验公式［2］。当流度小于5时，最终采收率与井网密度的经验公式如下:ER=EDe－0.10148.5

白马南井区平均渗透率1.33×10－3μm2，地层原油粘度1.21 mPa·S，流度为 1.10 × 10－3μm2/mPa·S。据此，按注水开发最终采收率21%计算，合理的井网密度为8.8口/km2。

2.2 注水方案优化

合理的注水方案决定了油田开发的好坏。通过油藏数值模拟研究和矿场实践表明，天然能量开发采收率低，早期注水开发采收率高。大多数特低渗透油藏天然能量都很低，投产后压力下降快。地层压力的下降不仅会影响有效生产压差的减少，而且将引起储层裂缝的闭合，从而导致油层的渗透率降低。在以上不利影响因素下，会使油井的生产能力大幅度下降。为尽量减缓地层能力下降所造成的不利影响，对特低渗透油藏应实施超前注水，从而保持地层压力，特低渗透油藏的注采比可以适当调高一些，但注水压力不能超过地层破裂压力，对裂缝性油藏更要严格控制。

2.3 注水时机确定

2.3.1 注水开发中超前注水对采收率影响

开发油田应以稳产时间长、最终采收率高、产出投入比高和提高开发总体效益为目标。对于特低渗油田，注水时机的选择尤为重要。对于特低渗油田来说，超前注水由于补充能量及时，初期单井产量高，并且在相同时间内能很大程度上提高采出程度。西峰油田白马南井区长8油藏采取超前注水，要求日注水量30 m3/d，超前注水4个月后油井开抽，实际上受生产及现场条件限制，不能达到要求的超前注水4个月后油井开抽。从现场生产情况来看，白马南井区长8油藏目前实施的超前注水量26.3 m3/d偏低。根据数值模拟对比不同注水井网下的超前注水开发，超前注水开发可保持地层压力稳定在14.3～19.9 MP范围内，气油比较稳定，油井见效后产量递减较为缓慢，采收率明显提高。

2.3.2 注水开发中超前注水与滞后注水对采收率影响对比

根据现场的试验情况，在白马南井区超前注水开发中，初期投注25口井，平均单井射开油层11.6m，平均单井日产液、日产油、动液面分别为 2.86 m3/d、1.94 t/d、1 449.6 m;投产一年后对应受效油井实际井数是25口，平均单井射开油层11.6 m，平均单井日产液、日产油、动液面分别为2.53 m3/d、3.01 t/d、1 501.8 m。但是滞后注水开发中，初期投注38口井，平均单井射开油层11.6 m，平均单井日产液、日产油、动液面分别为 3.16 m3/d、2.18 t/d、1 519.2 m;投产一年后对应受效油井实际井数是37口，平均单井射开油层11.6 m，平均单井日产液、日产油、动液面分别为 2.83 m3/d、3.78 t/d、1 491.3 m。通过白马南井区长8油藏自然能量与注水开发井组的生产情况进行对比可以看出，采用滞后注水开发投产的井组，动液面有所下降，采用超前注水开发的井组，动液面有所上升，从生产数据上看，超前注水开发效果总体比滞后注水开发效果要好。通过完善井网，调整注水，注采比有所提高，产量递减得到控制，采收率基本稳定在19.1% ～21.0%范围内。由此可知，对于白马南井区，超前注水开发比滞后注水开发对采收率的提高效果较为明显。

3 开发指标评价

西峰油田白马南井区通过注水开发试验和综合调整，注水开发效果逐步显现，油田开发水平基本保持稳定。目前白马南井区的超前注水时机为4.6个月，注水强度2.01 m3/d·m，地层压力保持水平为79.1%，目前的采收率为20.1%，平均单井产能为1.48 t/d。通过完善井网，优化注水方案，确定注水时机，从而使井区产量递减幅度得到有效控制，地层压力保持水平逐步回升，含水上升率基本稳定，油藏水驱效率提高，油田实现了稳定生产。