深层低渗透油藏开发技术对策研究—以鸭儿峡油田白垩系油藏为例

敬晓锋，秦 芳，张书军

（1.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065；2.玉门油田分公司鸭儿峡采油厂，甘肃酒泉 735200）

深层低渗透油藏开发技术对策研究—以鸭儿峡油田白垩系油藏为例

敬晓锋1，2，秦 芳2，张书军2

（1.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065；2.玉门油田分公司鸭儿峡采油厂，甘肃酒泉 735200）

鸭儿峡油田白垩系油藏产量递减快，基于对研究区地质概况分析，结合油藏生产实际，提出适用于研究区的开发技术对策。鸭儿峡白垩系油藏可采用两套开发层系，一套井网进行开发，井底流压介于7.91 MPa～10.1 MPa；平均单井日注量为45 m3～75 m3。目前平均单井理论最大日产液量为11.6 m3，平均单井理论最大日产油量为5.25 m3。建议原有油水井继续生产，Y554、Y542低产井转注，加密一口水井和油井，注采比为1：1。

技术对策；白垩系油藏；鸭儿峡油田

白垩系油藏原始地层压力高，饱和压力低，地饱压差大，从1975年投产，油井自喷生产了10年，20世纪80年代中期油藏驱动方式以弹性驱动为主。地层压力下降快，由于长期衰竭式开采，地层能力亏空严重，是产量递减最主要的原因。加上有部分套损报废井，产能低而停产的井，井况恶化成为油田稳产的主要制约因素。因此本文在对研究区地质概况分析的基础上，结合生产实际，提出适用于研究区的开发技术对策，对鸭儿峡白垩系油藏挖潜稳产提供理论和技术支撑。

1 研究区地质概况

鸭儿峡油田白垩系油藏位于鸭儿峡油田西部。主力油层为白垩系下白垩统下沟组油层。研究区发育各种类型微构造，主要正向微构造有小背斜和小断鼻。在构造高部位主要发育小背斜和小断鼻，这些部位通常是剩余油分布区，其他区域主要发育单斜构造[1-4]。研究区以扇三角洲沉积为主，发育平原、前缘和前扇三角洲3种亚相。鸭儿峡白垩系油藏构造圈闭面积约19 km2，含油面积5.24 km2，探明石油地质储量1 608×104t，标定采收率18%，可采储量289.54×104t。油藏特点是埋藏深（顶部平均海拔3 000 m）、渗透率低（空气渗透率5×10-3μm2），原始地层压力高（47.7 MPa）、饱和压力低（13.38 MPa），地面原油平均密度 0.865 g/cm3，地层原油体积系数1.284，是岩性构造圈闭油藏。

2 油藏开发效果评价

2.1 开发现状

鸭儿峡白垩系油藏从1975年投产，以油藏天然的弹性驱动能量进行开采，到目前为止累积产油量63.2×104t。总油井数为68口，开井26口，总水井数为3口，开井3口，平均日产油40.5 t，平均日产水44.19 m3，综合含水率为37%，累积采出程度为12.1%。

2.2 水驱效果评价

根据童宪章综合含水率与采出程度的表达式[5-7]，做出不同采收率RM条件下的综合含水率与采出程度之间的理论曲线，通过对鸭儿峡综合含水率随采出程度变化的实际曲线分析，得出该曲线符合S型曲线形态（见图1）。由图1可知，从开始投产到1988年期间，含水率不到10%，油藏驱动方式以弹性驱动为主。从1989年开始到2010年底，由于工作制度的改变使得含水率由10%猛增到33%左右，而相对的采出程度增加不到2%，油藏衰竭式开发效果较差。2011年到2014年底，经过措施调整含水率进一步增加到47%左右，相应的曲线仍与采收率为5%左右的曲线趋势近似。从理论曲线可以看出预测采收率为5%。鸭儿峡的实际含水率要比理想状态下的含水率要高，表明水驱开发效果较差。

图1 含水率随时间变化图

2.3 采收率预测

对于已进入高含水开发阶段的油田，应用水驱特征曲线法计算目前开发状况下的采收率比较适合。根据水驱曲线预测可采储量的适用条件，选择甲型和丙型水驱曲线估算采收率。利用甲型水驱特征曲线预测可采储量为242.52×104t，预测最终采收率为15%（见图2）。利用丙型水驱特征曲线预测可采储量为330×104t，预测最终采收率为20%（见图3）。

图2 鸭儿峡甲型水驱曲线

图3 鸭儿峡丙型水驱曲线

3 开发技术对策研究

3.1 层系划分与组合

鸭儿峡白垩系油藏油层井段长、层数多、厚度大，储层非均质性强。根据经济极限法计算划分层系要求的储量丰度和有效厚度，设投资回收期为6年，在注采井距为200 m，油价为65$/bbl时，要求划分层系的储量丰度为265×104t/km2，有效厚度为63 m。主力油层K1G22-2储量丰度达到307×104t/km2，平均有效厚度81 m；而 K1G22-1、K1G21油组储量丰度分别为 94.4×104t/km2、176.1×104t/km2，有效厚度分别为 38.3 m、71.8 m。可以看出，要达到投资回收期6年经济目标，主力油层K1G22-2可单独划分为开发层系，而非主力油层K1G22-1、K1G21不能单独划分层系，需要对油层组重新组合才能达到划分层系的经济要求。根据鸭儿峡地层岩性特点，隔层既可以是大套泥岩也可以是致密（砂）砾岩，根据隔层单井统计资料，可知油层组K1G22-2与K1G21之间的隔层厚度大，最小厚度10.0 m，最大厚度217.9 m，平均厚度＞100 m，具备划分层系的隔层条件。

根据油层的储量丰度、有效厚度及隔夹层条件，可知主力油组K1G22-2可以单独划分为一个层系，而K1G22-1、K1G21需组合后才可划分为一套层系。故鸭儿峡白垩系油藏可划分为两套开发层系，由于该地区钻井成本高，投资风险高，所以采用一套井网：第一套层系：K1G22-2，主力含油层系。第二套层系：K1G22-1、K1G21，次要含油层系。部分地区地层重复，含第三套层系。

3.2 注水开发参数计算

3.2.1 采油井井底流压 根据泵效计算出井底流压，当鸭儿峡白垩系油藏泵效达40%时，最低井底流压为10.1 MPa。根据油井脱气效应确定最低井底流压，鸭儿峡白垩系油藏根据脱气效应计算最低允许井底流压值为7.91 MPa。根据饱和压力确定井底流压，根据大量低渗透油田开发实践经验，最低允许流压一般可取为饱和压力的三分之二，鸭儿峡白垩系油藏饱和压力为13.38 MPa，最低流压取为8.92 MPa。

3.2.2 注入井注入压力 由于地层破裂压力与地层压力水平相关，因此选择本研究区压裂时间与投产时间相近或地层压力和保持水平较高的5口压裂井资料，储层平均破裂压力梯度0.022 1 MPa/m～0.028 0 MPa/m，平均为0.025 1 MPa/m。油藏中深3 300 m左右，计算井底破裂压力82.8 MPa。后期最大井口注入压力为40 MPa。

3.2.3 注水井注入量 根据注采平衡原理可估算注水量，不考虑注入水的溢流量，利用注采平衡公式进行计算。考虑油藏采用菱形反九点井网进行注水开发，注采井数比为1∶3，设定初期注采比为1～1.5，则可计算平均单井日注量为 45 m3～75 m3。

3.3 合理产液、产油量确定

通过相渗曲线计算鸭儿峡的无因次采液采油指数，从无因次采液采油指数与含水率关系可以看出，在目前含水率45%的条件下，目前的液量水平理论上可以达到初期的0.78倍。开发初期平均单井日产液量为14.9 m3，目前含水率条件下计算得到平均单井理论最大日产液量为11.6 m3。

通过相渗曲线计算鸭儿峡的无因次采液采油指数，从无因次采液采油指数与含水率关系可以看出，在目前含水率45%的条件下，目前的油量水平理论上可以达到初期的0.42倍。开发初期平均单井日产油量为12.5 m3，目前含水率条件下计算得到平均单井理论最大日产油量为5.25 m3。

3.4 开发方案优选

本次设计四套方案进行优选对比，第一套方案设计为不调整方案，按目前的生产状态进行生产；第二套方案为本次推荐方案，原有油水井继续生产，Y554、Y542低产井转注，同时加密一口水井和油井，设计注采比为1：1。第三套方案注采比为1：1.1。第四套方案设计注采比为1：1.2。累计产油量对比可知第二套方案效果最好（见表1）。

表1 开发指标预测

4 结论

（1）鸭儿峡白垩系油藏可划分为两套开发层系，第一套层系：K1G22-2，主力含油层系；第二套层系：K1G22-1、K1G21，次要含油层系。由于该地区钻井成本高，投资风险高，故采用一套井网进行开发。

（2）通过三种不同方法计算井底流压为10.1 MPa、7.91 MPa、8.92 MPa；后期最大井口注入压力为40 MPa；平均单井日注量为45 m3～75 m3。

（3）开发初期平均单井日产液量为14.9 m3，目前含水率条件下计算得到平均单井理论最大日产液量为11.6 m3；开发初期平均单井日产油量为12.5 m3，目前含水率条件下计算得到平均单井理论最大日产油量为5.25 m3。

（4）开发方案对比表明，原有油水井继续生产，Y554、Y542低产井转注，同时加密一口水井和油井，设计注采比为1：1，累计产油量最高，效果最好。究［D］.荆州：长江大学，2013.

［1］ 宋刚祥.鸭儿峡油田油藏开发效果评价与后期开发调整研

［2］ 敬晓锋，郝红勋，谭伟，等.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［J］.石油工业技术监督，2013，（9）：5-8.

［3］ 李锋，等.鸭儿峡油田L油藏难采区储集层特征［J］.新疆石油地质，2004，25（3）：277-279.

［4］ 李晓军，杨勇，赵金辉.提高鸭儿峡油田表外储量水驱效率的对策［J］.新疆石油地质，2004，25（3）：308-309.

［5］ 张继风.水驱油田开发效果评价方法综述及发展趋势［J］.岩性油气藏，2012，24（3）：118-122.

［6］ 王洋，王建，徐宁蔚.苏北低渗透注水开发油田开发效果评价［J］.油气藏评价与开发，2011，1（5）：34-39.

［7］ 孙娜，等.低渗透油藏水驱开发效果综合评价方法研究与应用［J］.特种油气藏，2008，15（6）：56-58+98.

Study on technical strategy of development for deep and low permeability oil reservoir-Taking the Cretaceous reservoir of Yaerxia oilfield as an example

JING Xiaofeng1，2，QIN Fang2，ZHANG Shujun2
（1.College of Petroleum Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China；2.Oil Production Plant Yaerxia of Yumen Oilfield Company，Jiuquan Gansu 735200，China）

The production of Cretaceous reservoir in Yaerxia oilfield is decreasing.Based on the analysis of geological situation and the actual production,and some countermeasures are proposed for the development of the area.The Cretaceous reservoir of Yaerxia can be developed with two sets of layers and one well pattern.The bottom hole flowing pressure is between 7.91 MPa～10.1 MPa.The average daily water injection of single well is between 45 m3～75 m3.Recently,in theory,the maximum daily liquid production of single well is 11.6 m3,and the maximum daily oil production is 5.25 m3.The original oil and water wells are able to continue producing,reform the production well No.Y554、Y542 into water wells,encrypt one water well and one oil well,the injection-production ratio is 1∶1.

technical strategy；the Cretaceous reservoir；Yaerxia oilfield

TE348

A

1673-5285（2017）07-0052-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.012

2017-05-25

敬晓锋，男（1978-），高级工程师，主要从事油气田开发与管理工作。