埕海沙河街组高收缩原油特征及开发对策

窦 煜，蔡忠贤

（中国地质大学资源学院，湖北武汉 430074）



埕海沙河街组高收缩原油特征及开发对策

窦 煜，蔡忠贤

（中国地质大学资源学院，湖北武汉 430074）

摘 要：为了高效开发埕海地区沙河街组油气藏，以化验、测井、测试、试采资料为基础，分析油藏相态特征，开展高收缩原油的开发方式、井距、井型、注采井网等论证，采取同步注水而非后期注水，选择300 m井距、600 m水平段长度、北东向注采井排，可以有效提高油藏开发效益；在不同井网优化论证基础上，优选水平井采油，定向井同期注水适合油藏的特点，开发指标预测较优；经实施该区新井初期产量超过了方案设计，区块开发取得了较好的效果。

关键词：高收缩原油；相态特征；开发方式；开发对策

E-mail：dsj196612@sina.com。

1 基本概况

埕海地区位于大港油田南部滩海区，北邻歧口凹陷，南边为赵东合作开发区，该区滩涂—海域水深0～2 m，该区是在前第三系基岩潜山背景上长期继承性发育的大型背斜构造。该背斜夹持于近东西走向的张东断层和赵北断层之间，区域构造位置有利；其含油层系为沙河街组沙二段，油藏埋深2 500～3 100 m，属于中深层埋深；储层沉积类型为三角洲辫状河道沉积，储层横向变化较大；储层物性为中孔中低渗储层，试油试采为中高产能，原油性质较好，弱边水的油藏特征。

2 高收缩原油特性

2.1 原油性质

该区原油密度分布在0.81～0.87 g/cm3之间，黏度在2～10 mPa·s之间，属于轻质中等黏度原油，PVT分析得知高收缩原油地下原油中的轻烃组分含量大，高气相体积分数能够反应高收缩率原油特点；地层油由地下至地面脱气后，一部分气体从地层原油中逸出，其体积必然变小，这种现象称为地层原油的收缩。

该断块沙河街组多为轻质油藏，含挥发性的轻烃组分较多，投产后气油比往往较高，最高接近1 000 m3/m3；压力降低时轻质成分由液态转变为气态，原油收缩率在31.05%～35.80%之间，属于高收缩原油。

2.2 油藏相态特征

根据PVT可知南部埕海地区沙二下地层压力为28.56 MPa，饱和压力为24.92 MPa，呈现未饱和油藏特性；该区油藏位于A'～A之间（图1），泡点线上方、临界点的左侧，在原始压力和温度下为一个轻质油藏，相图两相区内等液量线比较稀疏。由于该区地饱压差较小，储层物性相对较差，如果投产后油藏地层压力下降，当低于泡点压力后即可分离出大量气体，按此方式会影响油藏的开发效果[1]。

图1 高收缩原油相图

3 采取的主要开发对策

3.1 同步注水优于后期注水

选用沙二下ZH5断块模型，利用数值模拟技术进行弹性驱、溶解气驱、水驱采收率对比研究，确定最佳开发方式。图2表明弹性驱预测最终采收率最低只有2.42%，弹性驱+溶解气驱预测最终采收率16.04%，水驱预测最终采收率最高，达到24.30%，比弹性+溶解气驱高8.26%，相比来说，尽管弹性+溶解气驱也具有一定采收率，但不能满足海上高速、高效开发的要求，因此，选用注水开发[2]。

图2 ZH5断块不同开发方式累积产油对比曲线

考虑到该区油藏特性，进行了不同注水时机评价研究，采取同步注水可保持稳产4.1年，最终采收率为24.3%；当第2年注水时，稳产时间基本能达到2.9年，最终采收率为23.6%；但是第3年以后开始注水，只能保持1.6年相对稳产，最终采收率为22.3%（表1）；由于该断块天然能量较小，注水时间晚，导致断块地层压力下降较快，地层能量降低，甚至会导致地层脱气，产量递减较大，即使第三年开始注水，该油藏产量无法达到初期产量规模，稳产时间较短，无法满足断块初期较长时间稳产要求，最终采收率相差2个百分点[3]。

表1 不同井网设计开发指标预测

3.2 采用合理的井距、水平段长度及注采井排，提高油藏开发效益

3.2.1 合理的井距论证

沙河街组储层变化较大，平面储层连续性差，井距对油藏注水开发影响比较大，分别采用200、300、400、500 m井距进行了研究，其结果是随着井距增大，断块注水效果越来越差，累计产油量和采出程度则越来越低，最终采收率越来越小[4]。从产量降低幅度来看，当井距大于300 m时，累计产量降低幅度明显增大，采收率明显降低；综合该区经济井距和技术井距计算结果、数值模拟研究结果，优选实施井距300 m（图3）。

图3 沙二下ZH5断块不同井距累产油对比曲线

3.2.2 水平段长度优化

通过对水平段长度评价研究，分别计算水平井段长度200、400、600、800、1 000 m时的采收率和产量增长速度，结果表明：随着水平井段的延长，产量呈增加趋势，但当水平段长度大于600 m时，产量、采收率增长幅度明显变缓，因此优选水平井段长度600 m，方案实际部署过程中将依据论证结果、同时结合构造形态及储层分布部署水平井段[5]，尽可能延长水平井段长度，使油井达到最佳产能（图4）。

图4 ZH5断块不同水平段长度累产油对比曲线

3.2.3 注采井排论证

考虑物源及储层展布方向，同时结合裂缝对中低渗透油田开发效果的影响，选择注采比1，利用数值模拟技术进行注采井排布置方向研究，共部署两个方案：注采井排沿北东方向（大致平行于主应力方向）布置、注采井排沿北西方向布置，两种布置方式近似垂直；沿北东方向累积产油量242.8×104t时，油藏含水81.2%；沿北西方向累积产油量229.5×104t时，油藏含水83.7%；沿北东方向断块含水上升速度比较慢，最终含水较低，所以该区的注采井排采取北东方向[6]。

3.3 水平井采油，定向井注水效果好

针对油藏特性、井型特点，将该区分为水平井采油定向井注水、水平井采油水平井注水、定向井采油定向井注水三种类型进行论证（表2）。从海上开发的现状看，井网三型定向井数为55口，由于滩海井场井口槽数量有限，井数多造成投资大，该类型虽最终采收率较高，但不适宜该区开发；井网一型与井网二型总井数为24口，最终采收率也接近，与井网三型相差不到2.3个百分点；井网一型单井累计采油量高、投资费用略低，采用定向井注水开发，即可钻遇较多油层，同时也可降低水平井实施风险，建议采用水平井采油定向井注水，开发效果好，投入产出比较高[7]。

表2 不同井网设计开发指标预测

4 结论

针对该区高收缩原油的油藏特点，采用合理的井距、水平段长度及注采井排，有效保证了水平井现场实施，选择水平井采油，定向井同期注水后，及时补充地层能量，保证油藏有效开发；投产后新井初期产量超过的方案设计，埕海地区沙河街组油气产量达到30万吨水平，油藏压力保持在合理范围内，该油藏开发取得了较好的开发效果。

参考文献：

[1]马士煜．凝析油气藏开采技术[M]．北京：石油工业出版社，1996：19-41.

[2]窦松江，孙超囡，贾玉梅，等．滩海油田开发初期的地质建模研究[J]．海洋石油，2008，28（1）：13-18．

[3]李士伦，潘毅，孙雷．提高凝析气藏采收率的新思路[J]．天然气工业，2008，28（9）：1-5.

[4]窦松江，孙超囡，李云鹏，等．底水油藏水平井分段开采研究与设计[J]．海洋石油，2012，32（3）：81-85．

[5]蒲庆南，夏欣，赵天沛．东海平湖油气田中高渗凝析气藏开发效果分析[J]．海洋石油，2008，28（1）：36-40.

[6]熊钰，刘江斌，何书梅，等．张海5井区复杂断块带油环凝析气藏开发技术界限研究[J]．重庆科技学院学报，2011，13 （4）：1-3.

[7]张娜，段永刚，陈伟，等．凝析气藏三区渗流模型及试井分析研究[J]．海洋石油，2006，26（2）：49-52.

Characteristics and Development Measures of High Shrinkage Oil in Shahejie Formation， Chenghai Oilfield

DOU Yu, CAI Zhongxian
（China University of Geosciences, Wuhan Hubei 430074, China）

Abstract：For high efficient development of hydrocarbon reservoir in Shahejie formation of Chenghai oilfield， based on laboratory test, well logging, well testing and production test data, the phase behavior characteristic of crude is analyzed, and then the development mode, well spacing, well type, injection-production well pattern of the high shrinkage oil reservoir is demonstrated. It is adopted that the reservoir development efficiency is higher by 300 m well spacing， 600 m horizontal section and north-east injectionproduction well array through early synchronous water flooding rather than by later stage water flooding. Based on the optimization of different well pattern， the horizontal well for production and directional well for water flooding is suitable for reservoir characteristics， and the development index is better than prediction. After implementation， the initial production of new well in this oilfield exceeded the program design， and the oilfield development results are very good.

Keywords：high shrinkage oil; phase behavior; development mode; development measure

中图分类号：TE357.6

文献标识码：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.01.052

文章编号：1008-2336（2016）01-0052-04

基金项目：国家科技重大专项“歧口滩海油田高效开发综合配套技术研究与应用”（2008ZX05015-005）部分成果。

收稿日期：2015-09-23；改回日期：2015-12-06

第一作者简介：窦煜，男，1992年生，石油工程专业硕士生在读，研究方向为开发地质，曾在大港油田滩海开发公司工作。