盘古梁Y油藏注水开发技术研究及应用效果

2015-10-24曾小燕王海文

石油化工应用 2015年3期

关键词：注采比盘古开发技术

曾小燕，王海文

（1.长江大学武汉校区地质工程，湖北武汉434023；2.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

盘古梁Y油藏注水开发技术研究及应用效果

曾小燕1，2，王海文2

（1.长江大学武汉校区地质工程，湖北武汉434023；2.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

盘古梁Y油藏物性差，有效的驱替系统难以建立，同时油藏平面矛盾突出，含水上升井多，针对困扰和影响Y油藏稳产的主要因素和产量大幅度递减的实际问题，研究认为该油藏不适宜采用整体定注采比，应采用分区、分时步变注采比方式进行开采。通过在油田开发中应用制定的技术方案，油田自然递减由8.11%下降到-0.04%，取得了良好的开发效果。

盘古梁Y油藏；特低渗透；注水开发技术方案

在特低渗透油藏的注水开发中，由于非达西渗流特征影响，油田注水开发均存在启动压力梯度，物性不同，注水开发技术不同，而目前国内外对于如何制定并合理特低渗油藏开发技术方案尚没有成功的范例可以遵循。

本文通过研究盘古梁Y特低渗油藏的储层和动态特征，借助多种手段制定合理油藏注水开发技术方案，通过应用制定的方案实现了油藏的高效稳定开发，同时为同类油藏制定开发技术提供了借鉴。

1　油藏概况及开发中存在的问题

盘古梁Y油藏属于典型低压、低渗透、低饱和整装油藏，平均空气渗透率仅为1.49×10-3μm2。岩心及野外露头观察结果表明盘古梁Y北东向原始微裂缝呈张剪状态，预测渗透性能相对较好，同时应用微地震法对油井压裂时产生的人造裂缝的方向进行了监测，结果证明人工裂缝与主应力延伸方向一致，为NE62.3°左右。

2001年油藏采用菱形反九点面积注水开发，主应力方向是注水单向突进的优势方向，截止2013年底共有57口主应力方向油井水淹。

油田目前开油井350口，平均日产液1 616 t，平均日产油1 053 t，综合含水25.78%，注水井160口，平均日注水量5 603 m3，累计产油450.084 1×104t，累计注水1 556.415 4×104m3，月注采比3.05，累计注采比2.06，地质储量采出程度12.03%。

2　油藏注水开发技术方案的研究及制定

针对开发中存在的问题，通过强化地质认识，开展数值模拟研究，不断进行注采参数及注水方式的调整，寻找最优化的注水开发技术方案。

2.1数值模拟优选方案

通过不同注采比、不同开采规模组成的方案预测结果分析，对油藏中部开发主要指标稳产时间、含水率、采出程度等进行了分析，结果表明1.2～1.4的注采比适合油藏开发，1.2左右注采比最优（见图1）。

图1　含水率与采出程度曲线

表1　盘古梁长6油藏分区域开发技术方案评价表

以上述研究结果为基础，对油藏不同区域设计了分区分时步变注采比试验方案，主要针对注采比进行调整，认为注采比应根据注水见效和累计注采关系适当调低，注水见效幅度大的区域注采比保持在1.0～1.1左右，油藏边部注水未见效区域或见效幅度较小、低产低效区注采比分别保持在1.5、1.3、2.0左右更合理，调整方式采用井组控制，分时步调整不同井组注采比。

2.2依据动态分析结果制定合理注水开发技术方案

2.2.1“先强后弱”-先建立有效的驱替系统、后保持温和注水的格局油藏中部储层物性最好部位开发初期采用1.2的注采比强化注水，但在半年左右时油藏产量持续递减，没有见效的迹象，证明油水井间没有形成有效的驱替系统，故上提注采比到1.5～1.6，油井在6～8个月内大面积见效，由38口很快增加到113口，油藏产量逐步上升，形成了稳定的生产能力，见效以后及时下调注采比到1.0～1.2，截至目前油藏主体部位油井开发形势稳定，平均单井产能始终保持在4.5 t以上（见表1）。

2.2.2根据不同区域、不同井组的动态反应执行不同的开发技术方案同时由于油藏不同部位储层物性存在差异，油藏边部、东北、西南角在相同开发技术和注水周期内（与注水见效区域相比），注水不见效，所以在该区域进行合理注水方式的探讨，进行了5次大规模的注水调整，分区域跟踪能量和产量变化，寻求既能适合这些区域储层特征又能发挥油井生产能力的注水方案，通过应用调整后的注水方案，2013年油藏分区域动态好转，含水突进的现象减弱，75口老井日产油由3.61 t上升到3.72 t，含水略有下降。