特低滲透油藏開發特征與開采對策研究

吳大偉，吳雪琴

(中石化勝利石油管理局石油開發中心，山東 東營 257000)

特低滲透油藏開發特征與開采對策研究

吳大偉，吳雪琴

(中石化勝利石油管理局石油開發中心，山東 東營 257000)

低滲透油藏目前在水驅過程中出現了含水高、采油速度低和注入水利用率不高等情況。以乾安油田為例，針對這些問題，對該油藏水驅油特征和滲流規律進行了試驗研究，對油田高含水期采收率不高進行了理論分析；對該油藏開采特征和開發過程中出現的問題進行分析，提出了相應的開采對策，對有效開發同類低滲透油藏具有一定的指導意義。

低滲透率；滲流特征；開發特征

乾安油田儲層物性較差，巖石孔隙小，巖石的滲透性主要由孔隙大小決定，孔隙分選及結構系數、孔喉比等對滲透率都有影響。儲層具有低孔隙度、低滲透率、天然裂縫發育、非均質性較強的特點，每米砂巖裂縫0.7條，砂巖平均有效厚度7.8m，平均孔隙度13%，含油飽和度60%，平均滲透率4.22×10-3μm2，原始地層壓力18.5MPa，屬于典型的低孔特低滲油藏。

1 水驅油特征和滲流規律試驗研究

圖1 有效滲透率和驅油效率與空氣滲透率的關系圖

1)有效滲透率Ko和水驅油效率Ed與空氣滲透率Ka的關系 有效滲透率Ko、空氣滲透率Ka、水驅油效率Ed的關系曲線如圖1所示(根據9塊巖樣(滲透率K=(0.101～2.84)×10-3μm2)的水驅油資料)。由圖1看出，該油藏有效滲透率約為空氣滲透率1/2左右。滲透率越高，水驅油效率越大，但隨著滲透率的繼續增大，驅油效率趨于平穩。對低滲透油田驅油效率并非隨滲透率增加一直增大，也有極限值，這主要與儲層物性有關。9塊巖樣的平均水驅油效率Ed=55.8%。

2)油水相對滲透率曲線和毛細管壓力曲線 9塊巖樣規范化處理后的相滲曲線如圖2所示。用1塊滲透率和孔隙度與該油藏平均孔隙度和滲透率相近的巖樣(滲透率K=3.75×10-3μm2，孔隙度Ф=22.24%)的壓汞曲線代表該油藏的毛細管壓力曲線(如圖3所示)。由圖2看出，巖樣親水，在含水飽和度Sw較低時，油相相對滲透率Kro隨含水飽和度Sw的增加迅速下降，水相相對滲透率Krw隨含水飽和度增加上升緩慢。束縛水飽和度和殘余油飽和度均大于20%，含水飽和度最高時，水相相對滲透率Krw最終值僅為15%，說明賈敏效應嚴重，孔隙小且連通性不好，分散的油滴對水流產生很大阻力，因而Krw遠離100%。由圖3看出，毛管壓力曲線中間平緩段非常短，說明巖石孔隙孔道的分布不集中，分選性不好。

3)水驅油特征 由油水相滲曲線數據和油水粘度比(μo/μw=3.57/0.39=9.15)計算的無因次產液指數隨含水率fw變化曲線如圖4所示；由油水相滲曲線計算的Kro/Krw～Sw曲線如圖5所示。圖4充分反映了低滲低粘油藏水驅油特征，油藏在高含水期可以通過提液來延長穩產期。由圖5看出，隨著Sw增加，Kro與Krw的比值持續下降；當經過等滲點(Kro/Krw=1)以后，隨著Sw增加,Kro/Krw開始下降比較緩慢，后來急劇下降。這是因為后來潤濕相水占據了幾乎所有的主要流動通道，非潤濕相油漸漸失去流動性，Kro下降速度達到最大，因此Kro/Krw下降最快，到最后Kro減小至0。

圖2 相對滲透率曲線 圖3 毛細管壓力曲線

圖4 無因次產液指數曲線 圖5 Kro/Krw～Sw曲線

圖6 孔徑分布與滲透率貢獻曲線

4)孔徑分布與滲透率貢獻曲線 由代表性毛管壓力曲線計算的孔徑分布和滲透率貢獻曲線如圖6所示。由圖6看出，當滲透率貢獻率接近100%時，相對的非濕潤相(汞)飽和度SHg為0.6，約有40%的孔隙體積沒有滲透率貢獻。這與該油藏原始含油飽和度為0.6趨于一致。圖中還可以看出，當滲透率貢獻接近100%時所對應的孔吼半徑約為0.24μm，也就是說，當孔吼半徑r≤0.24μm時，液體就難于流動。

2 油藏開采特征

1)油井都需壓裂投產 工區內共59口油水井，除3-1井(投注井)未壓裂外，其余58口井都經壓裂投產。58口井共壓裂158次，其中重復壓裂50次，無效14次，非重復壓裂108次，無效1次。這表明非重復壓裂效果好，有效率達99%以上。重復壓裂效果次之，有效率達72%。

2)采油速度高，穩產期后遞減快 該油藏開采初期以2%以上的采油速度維持了7年8個月，但遞減快，基本按指數式遞減。如1993年的采油速度還高達2.26%，但到2003年采油速度已降至0.21%，10年采油速度降低10.76倍。其原因是真實開井數減少，由18.6口降至13.4口，平均單井產液量由14.6t/d降至9.47t/d，綜合含水上升，由51.26%上升至86.94%。初期采油速度高但遞減快也是裂縫性油藏開采特征之一。

3)油井暴性水淹(即含水快速上升) 工區內有17口油井在開采過程中發生含水快速上升。油井暴性水淹也是裂縫性油藏顯著開發特征之一。注入水一旦沿著裂縫流向油井井低，將導致含水快速上升，產生暴性水淹。

3 存在的問題

1)油水井井況很差 至目前全區共有油水井59口，其中套變井(套變，套裂，套漏)19口，報廢井11口，落物井5口，合計35口，占總井數59.3%。

2)累計注采比已達1.23，而地層壓力卻低于原始地層壓力4.55MPa 工區自1987年注水開發以來，到2007年累計注采比已高達1.23，而地層壓力已低于原始地層壓力4.55MPa。按物質平衡方程計算約有59.1×104m3注水量流入非生產層，占總注水量(296.3×104m3)的20%。這主要是由于油水井的套損和固井質量差所引起，使大量注入水沿著套損井和固井質量不合格的井的管壁流入非生產層，特別當這些注入水進入泥巖夾層(根據吸水剖面資料，泥巖吸水量占總注水量11.37%)時，泥巖長期受水浸泡產生蠕動。產生強大的剪切應力擠壓套管，使套管損壞。如此形成惡性循環，即由于套損使注入水流入泥巖層。泥巖膨脹產生蠕動擠壓套管使其套變；由于套變井增多使更多的注入水進入泥巖層擠壓套管產生套變；由于注水量外流，引起地層能量不足，降低了油井產液能力。

3)油井含水高 39口油井中由于高含水(fw>90%)而關井的有23口。目前，2007年5月開井的12口油井中已有6口含水高達85%～93%，綜合含水81.7%。

4)近年來采油速度極低 2003年～2007年5月，年采油速度在0.18%～0.21%內波動，年平均采油速度僅為0.1923%。2007年1～5月折合年采油速度為0.2%，可能已達經濟極限。

4 開發對策

1)重視壓裂技術。根據該油田以往壓裂資料表明壓裂取得了良好的效果，開發低滲透油田最根本的工藝技術是總體壓裂優化設計和實施壓裂改造，是以油藏裂縫與油水運動、注采井網和油層分布的合理配置。

2)采取早期分層注水，提高油田儲量動用程度，減緩含水上升速度。對套管損壞注水井使用體積小、卡距細、承壓高的封隔器，提高密封率。對套變后無法繼續分層注水井進行淺調剖，封堵高滲層，加強吸水差油層動用程度。

3)采取周期注水和注水調剖。周期注水通過周期性的改變注入量和采出量，在油層中造成不穩定壓力場，使流體在地層中不斷重新分布和層間交換，促進毛細管滲吸作用，可以增大注水波及系數及洗油效率，提高最終采收率。對于有裂縫發育的低滲油藏，層間平面矛盾較為突出，應通過注水調剖提高注入水利用率。

4)進一步完善注采系統，合理部署井網，提高水驅控制程度，實現均衡開采，達到高效開發的目的。

[1]嚴述新.低滲透油藏注水開發調整技術研究[J].勝利油田職工大學學報,2006(5):33-35.

[2] 郭沫貞，肖林鵬，張生兵，等.低滲透砂巖油層相對滲透率曲線的特征、影響因素及其對開發的影響[J].沉積學報，2008，26(3):445-451.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.10.022

TE348

A

1673-1409(2012)10-N072-03