裂缝性潜山变质岩油藏的合理生产技术对策——以鸭儿峡油田志留系油藏为例<br/>

裂缝性潜山变质岩油藏的合理生产技术对策——以鸭儿峡油田志留系油藏为例

2013-09-07敬晓锋郝红勋

石油工业技术监督 2013年9期

敬晓锋郝红勋谭伟鞠强

中国石油玉门油田分公司鸭儿峡油田作业区（甘肃酒泉 735200)

鸭儿峡志留系油藏紧邻酒泉西部盆地青西生油凹陷东缘，位于老君庙南部隆起带西端，工区面积约30km2[1]。岩性以千枚岩为主夹薄层变质砂岩，主要有千枚岩、板岩、变质砂岩，局部分布侵入岩及碳酸盐岩[2]。鸭儿峡志留系储层物性很差，千枚岩储层基质平均孔隙度为2.3%，储层空气渗透率一般小于0.1×10-3μm2。分布在油藏西部边缘局部地区覆盖在千枚岩之上的薄层白云岩物性较好，其孔隙度较高，平均为10%。但分布局限、厚度也小，仅占全油藏石油储量的10%左右，储集空间以裂缝为主，局部地区发育有溶蚀晶洞[3]。油藏总面积8.9km2，地质储量1.037×107t。生产动态分析表明，志留系潜山油藏非均性强，在8.9km2探明含油区，近1/3区域含油性差；志留系油藏一直靠天然能量开采，油藏能量严重亏损，产量递减快，后期开发稳产难度大[4]。因此，明确油藏的开发特征对于正确指导油田合理开发及技术措施的制定具有重要意义。

1 研究区勘探开发现状

鸭儿峡志留系油藏自1959年发现至今，经历了53年的勘探开发历程。根据油藏勘探开发部署的经历及油藏产量变化形势，可把油藏整个开发历程划分为2个阶段:一是试采评价、滚动扩边并举阶段；二是推动产量不断上升和油藏产量逐步递减阶段[5,6]。

现在，鸭儿峡油田钻遇志留系的井数118口，油藏产量从 2001年的5.3×104t下降到目前的 3.6×104t。截至目前，志留系油藏共有油井39口，油井开井30口，日产油量101.27t，综合含水50.47%，综合气油比21m3/t，累积产油量180.12×104t，累积产水量51.45×104m3，采油速度 0.36%，采出程度仅为17.37%。

2 油藏生产开发特征

2.1 高产井产量递减速度快、累积产油量高、持续时间长

裂缝性潜山油藏一个显著的开采特征是高产油井的产量递减速度快，主要表现在投产初期。选择单独生产志留系的12口高产井，统计投产初期前3年的生产数据，递减率普遍比较高，并依次递减，平均年递减率达28.84%（表1）。这部分井递减后生产延续期比较长，累积产油量比较高，其中Y519井于1978年4月投产，初期平均日产油量91.29t，到2012年12月底已经开采30余年，仍然正常生产，累积产油量达到8.58×104t。

表1 高产井递减率投产初期统计表

2.2 低产井生产状态不稳定

低产井一般是指初期平均日产油量低于5t的油井。从开发历史中钻遇或者划入其他层系情况看，低产井占大多数。由于初期产量较低，生产中递减率相对较小，往往这部分井地层能量较低，使得生产延续时间较短，多数井生产欠正常。例如，Y906井于1992年12月投产，初期日产油量4.55t，长期采油过程中表现出产量波动的特征，到2000年2月因无油停产至今。绝大多数低产井生产延续的时间更短，经常生产四、五年时间就因无油停产。

2.3 注水初期油井见效明显

Y575井于2002年10月开始转注，日注水量45m3左右。在整个试注水过程中由于测压观察等多种原因，注水间断，截止2003年11月停注，共间断注水14个月时间，累积注水量1.1842×104m3。Y907井与Y575井相距较近，注水后产液量、产油量上升，含水上升，动液面无上升，有效期延续较长；Y531井因无油长期关井，在Y575井注水10个月后恢复开井，与长期关井前的重要区别是产液量大幅度提高，开始出油；Y588井在注水期间生产出现较大波动，但整体上产油量处于上升趋势，含水变化不大，动液面无上升。

2.4 油藏含水变化特征复杂

2.4.1 油藏底水匮乏、边水层间水是含水变化的主要制约因素

志留系油藏投产初期产油量差距较大，通常块状底水潜山油藏的产水量随着井底位置高低而分布，在活跃的底水作用下，位置低的井产水量明显高于高部位的井，含水上升的速度也要高于顶部的井，说明底水充足、活跃，是促成含水变化的主要因素。而志留系油藏并没有出现这样的特征，15口井处于海拔低部位的井生产数据表明，初期月产水量普遍较低，其中5口井不产水，海拔位置最低的Y523、Y546、Y564、Y881井的产水量都较低，上述情况表明志留系油藏底水不活跃，且缺乏底水，不能构成油井含水上升的主要因素，由此可认为构成含水上升的主要因素应该是边水层间水作用。

2.4.2 油藏整体含水上升缓慢

分析鸭儿峡志留系油藏的整个开发历程，除了Y575井组注水外，整个油藏基本上依靠天然能量开采。早期油井大多数投产不含水，生产中表现出的特点是含水波动比较小，含水上升缓慢，属于匀速上升特点，这种特点可以通过不同潜山油藏开发特征对比得到验证。表2中列出华北部分潜山油藏、辽河东胜堡油藏与鸭儿峡志留系油藏含水对比，在各油藏含水达到40%时，采出程度最高可达19.78%，最低为12.32%。鸭儿峡志留系油藏采出程度较高，可采储量采出程度可达到86.10%，远远高于其他油藏。从时间上看，其他油藏达到这一含水阶段的年份都比较短，其中华北任丘雾迷山油藏经历了11年，而鸭儿峡志留系油藏经历了48年才达到这一程度，表明鸭儿峡志留系油藏含水上升缓慢。

表2 潜山油藏含水与采出程度对比表

2.4.3 早期投产井和潜山顶部井无水采油期长

鸭儿峡志留系油藏无统一的油水界面，水型比较单一，主要为Na2SO4型，产出水来源主要是边部推进水，次为层间原生水。层间原生水缺乏持续性，边水推进相对缓慢，油井生产上表现为产水量有间断变化，而边水突破后产水量持续上升。

油藏各井投产时间差距非常大，最早的一批是1959年至1967年投产，最晚的一批是2000年以后投产，相差30多年，因此含水特征可以从时间和构造2个角度分析。从时间观点来看最早投产的一批油井基本不含水，包括 Y110、Y114、Y115、Y134、Y135、Y137井，这些井都分布在潜山顶部，其中只有Y135井投产见水，属于层间水，直到1978年3月产水量才有明显上升，其余井投产都不含水。这部分井无水采油期长，产量高，生产年限长，6口井平均无水采油期99.7个月，平均生产年限28年6个月。在同一构造带上潜山顶部晚期投产井的特征相反，多数在2000年后投产的井，投产时油藏累积产油量已达95.58×104t，油藏边水已经有了较大侵入，油水分布不同于原始状态，这部分井表现出投产即见水的特征。

2.4.4 含水上升类型不同

根据单井资料划分含水上升类型，共统计单独生产志留系井数57口，其中有16口井因无油报废，实际应用41口井，共划分出3种含水上升类型。

第一种为缓慢上升型:油井投产初期不含水或者微含水，长期生产中产水量时有时无，含水经常出现间断，到生产后期绝对产水量不高，含水上升比较缓慢。这种类型的大多数井都是投产比较早，产油量比较高，持续生产的年限比较长，表现为层间伴生水（层间水）特征，由于在油层中层间水分布零散，规模小，不能形成水淹特征。

第二种为边水突破型:油井投产初期不含水或者低含水，生产早期表现为含水间断或有波动，等生产至某一年限或某一阶段后含水上升明显，由间断含水转变为连续含水。这种类型的大多数井投产也相对较早，属于中等产量范围，生产持续的年限也相对较长，表现为边水后期侵入，造成含水上升。

第三种为早期含水偏高型:油井投产初期含水或者含水较高，明显的特点是投产后含水连续上升，这种类型的井大多数投产时间比较晚，产量相对较低，表现为投产时油层已经受到边水侵入，造成油井投产即含水或含水偏高。

3 技术对策和实施效果

3.1 油井转注

3.1.1 油井转注方案

设计油井转注，形成注采井网，针对可生产的志留系油井，同时兼顾志留系仍有生产能力的混层系油井。按照油井转注的地质条件经过全面分析对比，结合油井生产动态，共筛选转注井8口，共连通油井11口次，因转注影响,日产油量 0.45t（表 3）。

3.1.2 原注水井利用

原注水井是指志留系停注井及L层注水井，L层注水井具备井底钻达志留系的条件，同时对L层和志留系注水，起到老井利用的作用，利用分注管柱和不同水嘴来控制2个层系的注水量。经过对整体注采井网的设计，利用老注水井4口，包括志留系1口，L层注水井3口，共涉及油井11口（表4）。

表3 转注井井组数据表

表4 可利用原注水井井组数据表

以上注采井网设计注水井共计10口，受益油井33口，按目前志留系油井总井数43口计算，总注采井数比为1:3.9，按油井开井数31口计算，开井注采井数比为1:2.8。按照部署后的井网系统自2009年实施以来，单井原油月平均产量由原来的209.55t，增加到现在的257.35t，显示出良好的开发效果。

3.2 其他技术对策

3.2.1 分层酸化压裂

井史复查发现，开发阶段的酸化压裂措施是笼统实施。而志留系油藏井段长，多为裸眼加衬管的完井方式，与套管射孔完井方式不同，酸液需要与整个井段的地层发生反应，而实施套管射孔的井酸液仅与射孔段发生反应；笼统酸化压裂的针对性不如分层实施。如Y569井由于累积产油量特低，主力油层发挥差，开发过程中始终低含水，目前月产油65t，月产水9m3，油层井段集中，建议实施分层酸化压裂。分层压裂自2009年10月实施后，该井月产油量由65t增加到641t，含水降至2.0m3。

3.2.2 卡水

卡水措施重点针对目前含水比较高，有层间干扰影响，可以通过卡水减缓层间矛盾。如Y929井属于高含水井，目前月产液量243t，综合含水率达99.6%。产出剖面差异大，层间干扰重，出水层对出油层影响明显。该井自2010年5月进行卡水措施后，含水率降为56.83%。

3.2.3 深抽提液

深抽提液措施主要选择动液面较高，产量较低，产油产水剖面不够清楚并且有一定地层能量的井。如564井含水率为99.23%，出油出水层段不清楚，累积产油量低,有一定潜力,动液面较高（1322.0m），供液能力强。自2009年7月实施深抽提液措施以来，含水率降低至48.66%，月产油量325t。