南堡2-3区浅层高含水提液研究

2015-11-12常娜中国石油冀东油田分公司南堡油田作业区河北唐山063299

化工管理 2015年9期

常娜（中国石油冀东油田分公司南堡油田作业区，河北唐山 063299）

南堡2-3区浅层高含水提液研究

常娜（中国石油冀东油田分公司南堡油田作业区，河北唐山 063299）

南堡2-3区浅层隶属于南堡2号构造2-3区，其属于高孔高渗复杂断块背斜油藏，具有天然能量，目前处于天然水驱方式开发。由于断块边底水推进作用造成含水上升，产量下降。面对无注水的开发方式，应用相渗曲线和无因次采液、采油曲线，寻找合理的提液时机，增大油井的扫油面积，提高油藏的采收率，为天然水驱开发稳油控水提供了指导依据。

天然水驱；边底水推进；提液；稳油控水

1 油藏概况

南堡2-3区块位于南堡2号构造的北部，发育于沙垒田凸起北部斜坡带上，北高南低的地层为一个被断层复杂化的潜山披覆背斜构造。其中南堡2-3区浅层包括上第三系明化镇组（Nm）曲流河及冲积平原沉积，馆陶组（Ng）辨状河沉积，构造继承性发育，是油气聚集的有利场所，埋藏深度2120-2480m。主要含油区为馆陶组，其地层厚度600-800米。从地层岩性特征上，馆陶组地层具有四分的特点。顶部为块状含砾砂岩，上部为灰白色细砂岩与灰绿色泥岩不等厚互层，下部为深灰色玄武质泥岩、玄武岩、灰白色安山岩发育段，底部为块状砾岩、含砾砂岩发育段。馆陶组储层发育，岩性以砂砾岩为主，原油密度0.8371g/ cm3，原油粘度8.25MPa·s，属于常规轻质油。储层连续性比较好，储层平均孔隙度31.7%，渗透率1451×10-3μm2，属于高孔高渗油藏。层内渗透率变异系数0.44-1.09，突进系数1.6-7.4，级差41.6-573.9，层内为中等-强非均质性。原始地层压力21.85MPa，饱和压力13.2MPa，地饱压差8.65MPa。整体上，NP2-3区馆陶组以块状底水油藏为最主要类型，油层厚度大，具有较统一的油水界面，油藏正常温度、压力系统.由于边底水作用，该断块目前天然能量比较充足，采取天然水驱开发方式。

2 开发现状

由于主力小层采液、采油速度较大，边部油井边底水推进导致产量递减加大。2014年下半年，两个主力小层（NgⅡ1和NgⅠ6）边部油井含水快速上升，2-3浅层综合含水由69.5%上升至81.5%，目前该区块日产液442t，日产油82t，区块已进入开发高含水阶段。

3 油水相对渗透率曲线特征分析

从图1可以看出，南堡油田2-3区浅层的油水相对渗透率曲线变现出高渗透油田的一些特点：两相共渗区范围宽，束缚水饱和度低，原始含油饱和度度较高，油相相对渗透率下降快［1］，水相相对渗透率最终值高，高于30%，驱油效率低，残余油饱和度较高。油水两相等渗点相对渗透率较高，等渗点含水饱和度接60%，为强亲水特点［2］。该曲线具有随着含水饱和度的增大，油相相对渗透率下降较快，水相相对渗透率上升也较快，残余油下的水相相对渗透率较大的特点。

无因次采液指数为某一含水下的采液指数与含水为零时的采液指数之比，是评价不同含水条件下油井采液能力的指标［3］。

从图2可以看出，无因次采油指数递减较为平缓，随着油藏开发，综合含水上升，递减速度有所减缓。在低、中含水期，无因次采液指数不递减，当含水大于35%时，无因次采液指数呈现上升趋势，但上升幅度较小，当含水大于80%时，无因次采液指数呈现高渗透油藏高含水阶段上升明显的趋势。这说明南堡油田2-3区浅层进入中高含水期提液潜力较大，通过提液可以实现区块稳产。

图1

图2

4 提液效果分析

针对2-3浅层断块含水上升快，剩余油集中的特点，抑制含水上升速度，有效挖潜井间及断层根部剩余油。

根据开发技术政策，合理选择提液时机，达到稳油增油目的。寻找南堡2-3浅层含水在80%左右的井进行提液试验研究，发现含水70%-80%提液可获得最高采出程度，85%次之，90%较差（图3）。同一采出程度下，含水85%之前提液的含水远低于含水高于85%提液的。统计南堡2-3浅层油藏4口提液井，有2口井含水80%、提液压差在4-5MPa效果较好；另外两口井由于含水90%、提液压差大于5MPa，效果较差。