淺談下寺灣低滲油田開采特征

蘇存娃

(延長(zhǎng)油田股份有限公司 下寺灣采油廠開發(fā)科，陜西 延安 716000)

1 地質(zhì)簡(jiǎn)況

1.1 構(gòu)造特征

下寺灣油田構(gòu)造相對(duì)比較簡(jiǎn)單，它位于陜北西傾單斜的南部，下寺灣鼻褶群，東高西低，鼻軸走向近東西向，地層走向?yàn)楸睎|、西南向與河流方向大體一致，構(gòu)造傾角0.5度左右，屬極度平緩的單斜構(gòu)造。

1.2 油藏特征

主要是一套與構(gòu)造因素有關(guān)的低孔、低滲、低產(chǎn)的巖性油藏為主，整個(gè)油藏有兩個(gè)比較明顯的特征，一是低孔，平均14.5%、低滲，平均 3.1×10－3μm2、低豐度，平均28.04×104 t/km2、低產(chǎn)能，不壓裂基本上無產(chǎn)能［1］;二無純油藏，都屬于混水油層，又稱油水同層。

2 開采特征

2.1 油井無自然產(chǎn)能，均需壓裂投產(chǎn)

在九十年代前，延長(zhǎng)油田基本處于開發(fā)停滯狀態(tài)，究其原因并不是沒有發(fā)現(xiàn)油田，而是當(dāng)時(shí)壓裂工藝技術(shù)的落后。根據(jù)對(duì)我國(guó)部分已開發(fā)的特低滲透油田動(dòng)態(tài)資料的統(tǒng)計(jì)，壓前單井自然產(chǎn)能很低，或根本就不出油，但壓裂后，相對(duì)增產(chǎn)幅度達(dá)3.7倍以上，可使原來不具務(wù)工業(yè)開采價(jià)值的低滲透油田，變?yōu)榭蛇M(jìn)行工業(yè)開采的油田［2］。

下寺灣油田主要儲(chǔ)層為延長(zhǎng)組長(zhǎng)2、長(zhǎng)3、長(zhǎng)6油層，局部零星分布延安組Y7+8、Y9油層。主力油層延長(zhǎng)組全部為低滲和特低滲透。巖芯常規(guī)物性分析表明油藏平均滲透率為2.7×10－3μm2，巖性致密，孔吼半徑平均為 0.937 μm［3］，滲流阻力大，這導(dǎo)致油井自然產(chǎn)能低，下寺灣油田所有油井都沒有自然產(chǎn)能，均需壓裂投產(chǎn)。

據(jù)統(tǒng)計(jì)，2010年3—7月壓裂投產(chǎn)242口井，占總井?dāng)?shù)100%，初期平均單井日液16.8 m3，單井日產(chǎn)油2.05 t，采油強(qiáng)度0.66 t/d.m;2003—2009年舊井原層重復(fù)壓裂150井次，平均單井當(dāng)年增油41.5 t，原層位解堵類措施412井次，平均單井當(dāng)年增油28.3 t，原層位壓裂當(dāng)年增油是原層位解堵增油的1.47倍。

2.2 自然遞減快

低滲透油田由于滲流阻力大，供液能力差，無穩(wěn)產(chǎn)期，產(chǎn)量遞減迅速，投產(chǎn)初期的月遞減最高可達(dá)15%以上，年遞減率平均為50%左右。隨后逐漸減弱，到一定程度后遞減變的十分緩慢，這正是彈性能量(弱底水)驅(qū)動(dòng)的主要表現(xiàn)。

北溝地區(qū)75口生產(chǎn)在10年以上老井，統(tǒng)計(jì)單井平均年日產(chǎn)量變化分析計(jì)算年自然遞減率依次是47%、31%、23%、23%、18%、15%、13%、11%、10%、9%(如圖1所示)。

圖1 下寺灣油田北溝區(qū)十年產(chǎn)量變化趨勢(shì)圖

2.3 地層能量不足，投產(chǎn)初期高含水，后期含水有所上升，挖潛效果差

①天然能量不足

油藏以巖性控制為主，僅局部有邊底水，由于孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，連通性差，使得邊底水不活躍，缺乏天然能量補(bǔ)充。根據(jù)下寺灣油區(qū)油井原始地層壓力測(cè)試結(jié)果，油藏原始?jí)毫ο禂?shù)為0.83，如表1所示。

表1 下寺灣油區(qū)油井原始地層壓力測(cè)試結(jié)果

②投產(chǎn)初期含水高

據(jù)所有油井開采動(dòng)態(tài)資料的統(tǒng)計(jì)，油井無無水采油期，而且初期含水高，含水在77% ～98%。

高含水油藏形成的機(jī)理是:油氣在二次運(yùn)移過程中，浮力和水動(dòng)力是油氣二次運(yùn)移的動(dòng)力，毛細(xì)管力是阻力，油氣要在儲(chǔ)集層中發(fā)生運(yùn)移，其浮力和水動(dòng)力就必須克服孔隙喉道中油水界面上所產(chǎn)生的毛細(xì)管阻力，所以儲(chǔ)集層巖性細(xì)而致密，小孔隙占很大比例，平均喉道半徑0.8515 μm，縱向上鈣質(zhì)砂巖夾層很多，連通性差，造成油氣在橫向上運(yùn)移難，縱向上分異難，所以造成含水高的混水油藏［4］。

如2009年3月新投的28口可對(duì)比井，投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)液18.67 m3/d，單井日產(chǎn)油2.2 t/d，綜合含水85.8%，到2009年12月，28口井平均單井生產(chǎn)時(shí)間9.2個(gè)月，平均單井日產(chǎn)液7.6 m3/d，單井日產(chǎn)油0.78 t/d，綜合含水87.6%。

③生產(chǎn)后期含水有所上升

由于油層缺乏天然能量有效補(bǔ)充，隨著生產(chǎn)的不斷進(jìn)行，地層能量虧空越來越嚴(yán)重，油井處在低于飽和壓力狀態(tài)下生產(chǎn)，原油中的溶解氣不斷脫出，增大了原油的粘度，增大了地下油水粘度比，從而使出油量降低，含水增加。

以下圖2是非注水井區(qū)20口采油井的平均月產(chǎn)液、月產(chǎn)油、含水，作采油曲線圖，明顯的看出，隨著采油時(shí)間的增加，含水逐漸有所升高。

圖2 下寺灣油田石溝門井區(qū)

表2 不同產(chǎn)量狀況下的含水情況

從以上表2生產(chǎn)情況看，油井投產(chǎn)初期含水較高，隨遞減變化，產(chǎn)量變低，含水有所上升。

④后期舊井挖潛效果差

由于油層缺乏天然能量有效補(bǔ)充，隨著生產(chǎn)的不斷進(jìn)行，地層能量虧空越來越嚴(yán)重，原層位實(shí)施壓裂、解堵措施效果較差，特別原層位重復(fù)壓裂，據(jù)資料統(tǒng)計(jì)，造成的二次污染可達(dá)20%，造成二次污染的主要原因是地層能量太低，入井液返排不徹底。

2003—2008年共計(jì)實(shí)際壓裂類、解堵類措施2792口，當(dāng)年累計(jì)增油97472.24 t，平均單井增油34.91 t，整體反映效果差(如圖3所示)。

圖3 2003－2008年產(chǎn)均單井增油變化圖

通過以上措施效果趨勢(shì)圖可說明，下寺灣低滲透油田穩(wěn)產(chǎn)的真正主要手段是注水補(bǔ)充地地層能量，而壓裂類、解堵類措施是輔助措施，建議最好在地層能量得到有效恢復(fù)后實(shí)施，其效果較為顯著。

2.4 導(dǎo)壓能力差，注水見效慢

①導(dǎo)壓性能差

下寺灣油田滲透率低，壓力傳導(dǎo)慢，注水見效比高滲透油田滯后。其導(dǎo)壓性能可用導(dǎo)壓系數(shù)表達(dá):

H—導(dǎo)壓系數(shù) Cm2/s

K—有效滲透率 Um2

U—地層原油粘度過 mPas

C—地層液體綜合彈性系數(shù) 10－4/MPa－1

F—有效孔隙度%

根據(jù)公式可以看出，滲透率越低，其導(dǎo)壓系數(shù)越小，壓力傳導(dǎo)越慢［5］。利用下寺灣油田橋鎮(zhèn)井區(qū)參數(shù)計(jì)算導(dǎo)壓系數(shù)為1.75 cm2/s，僅為高滲透油田的0.75%。

②油藏注水見效慢

低滲透油藏較差的儲(chǔ)層物性和較低的導(dǎo)壓性能決定了油藏注水見效速度慢，礦場(chǎng)實(shí)踐也驗(yàn)證了這一點(diǎn)。

Ⅰ下寺灣油田泉59井區(qū)，平均孔隙度14%，滲透率2.26×10－3μm2，注采井距240～300m，2008年3月注水，2008年7～8月油井普遍見效，見效期為5～6個(gè)月左右(如圖4所示)。

圖4 泉59井

Ⅱ南溝地區(qū)泉叢21－4注水井組，平均孔隙度15%，滲透率0.6－2×10－3μm2，注采井距200m，泉叢21－4井2001年10月注水，井組油井2002年3月(即注水后4個(gè)月)開即見效(如圖5所示)。

圖5 泉叢21

以上實(shí)際采油曲線反映，低滲透油田油井見效時(shí)間與注采井距有如下關(guān)系，當(dāng)注采井距200m時(shí)，見效時(shí)間4個(gè)月，注采井距300m時(shí)，見效時(shí)間6個(gè)月左右。同時(shí)，根據(jù)油井注水見效時(shí)間測(cè)算公式，利用下寺灣油田各項(xiàng)參數(shù)對(duì)注水見效時(shí)間進(jìn)行了測(cè)算，結(jié)果表明:在井距300m條件下，注水見效時(shí)間166天，5個(gè)半月左右，和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際基本吻合。而具統(tǒng)計(jì)中、高滲透油田孔隙度23.3% ～32.9%，空氣滲透率1500×10－3～5000×10－3m2，在注采井距300m條件下，油井見效時(shí)間僅有10－25天，與之相比遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于高滲油田注水見效時(shí)間［6］。

3 結(jié)論

①下寺灣低滲油田在開采過程中，隨著采出程度的增加，地層壓力下降，溶解氣從原油中析出，使原油粘度增加，造成單井產(chǎn)量遞減快，后期含水較高，建議實(shí)施面積注水。

②針對(duì)下寺灣低滲透油田天然能量不足，在選擇原層位壓裂、解堵時(shí)一定把握好選擇時(shí)機(jī)，選擇時(shí)機(jī)是取得成功和效果的關(guān)鍵，建議選擇地層壓力能恢復(fù)到原始地層壓力80%以上井。

③對(duì)于低滲透油田，其本身的滲透性決定壓力傳導(dǎo)能力較差，油層、小層、砂體間的連通性是決定注水見效程度的關(guān)鍵因素之一。

［1］高振東，宋和平，耿傳林，等.下寺灣油田延長(zhǎng)組長(zhǎng)2油藏綜合研究〔R〕.延長(zhǎng)油田股份有限公司下寺灣采油廠.2006.

［2］延長(zhǎng)油礦下寺灣鉆采公司.張岔－棗林地區(qū)油氣富集規(guī)律探討及勘探部署.延長(zhǎng)油礦下寺灣鉆采公司內(nèi)部資料，2005年4月.

［3］下寺灣采油廠、中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司勘探開發(fā)研究院.下寺灣油田西區(qū)長(zhǎng)1、長(zhǎng)2油藏綜合研究.下寺灣采油廠內(nèi)部資料，2000年3月.

［4］下寺灣采油廠、長(zhǎng)慶石油勘探開發(fā)研究院.下寺灣油田東區(qū)長(zhǎng)2油層新區(qū)開發(fā)方案.下寺灣采油廠內(nèi)部資料，1998年1月.

［5］曾聯(lián)波.低滲透砂巖油氣儲(chǔ)層裂縫及其滲流特征，地質(zhì)科學(xué).2004，39(1):11～17

［6］袁士義，宋新民，冉啟全.裂縫性油藏開發(fā)技術(shù).北京:石油工業(yè)出版社，2004.