近廢棄油藏再度開發(fā)含水下降原因分析

胡 罡，田選華，杜玉山，劉維霞，張紅欣，陸正元，劉全穩(wěn)

（ 1.廣東石油化工學(xué)院石油工程學(xué)院，廣東茂名 525000；2.中石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營 257015；3.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（ 成都理工大學(xué)），四川成都 610059）

東辛油田辛1 斷塊區(qū)是勝利油區(qū)最早投入開發(fā)的單元之一，其中沙一段4 砂組窄屋脊斷塊油藏自2001年起因油井高含水關(guān)停或轉(zhuǎn)走處于近廢棄階段。 為探索斷塊油藏特高含水開發(fā)后期提高采收率技術(shù)， 開展了人工邊水驅(qū)提高采收率先導(dǎo)試驗(yàn)[1]。 實(shí)施后，單元獲得再度開發(fā)且含水大幅下降。 本文分析了該類近廢棄油藏再度開發(fā)含水下降的主要原因， 為水驅(qū)油藏開發(fā)后期的挖潛與提高采收率， 尤其是為周期注采開發(fā)油藏的效益開發(fā)， 停產(chǎn)與半停產(chǎn)油藏的產(chǎn)能恢復(fù)及廢棄油藏的再度開發(fā)等指明了方向，提供了借鑒[2-11]。

1 概況

辛1 沙一段4 砂組斷塊位于勝利油區(qū)東辛油田東端，辛鎮(zhèn)長軸背斜北翼，是一個(gè)受兩條東西向三級(jí)斷層切割形成的“ 條帶狀”反向屋脊油藏，湖相沉積，儲(chǔ)層發(fā)育穩(wěn)定，其中沙一段48小層呈現(xiàn)明顯的韻律性。 沙一段48、49小層油水界面基本相同，含油面積縱向疊合性好東西長6.4 km，南北寬1 km。

油藏埋深1 800 m～2 420 m，含油層位為沙一段、、49小層，油層厚度9.3 m，含油面積0.92 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量119×104t， 地層傾角12.5°， 含油條帶長3.6 km，寬100 m～250 m，油層孔隙度25%，空氣滲透率464×10-3μm2，地層原油粘度10 mPa·s，地層原油密度0.907 g/cm3。原始狀態(tài)下單元水體體積約為含油體積的10 倍，天然水體活躍。

試驗(yàn)前，單元開井1 口（ DXX18-1），生產(chǎn)層位沙一段44，45，48小層，日液28 m3，日油1.1 t，含水96.2 %，動(dòng)液面444 m， 基本處于近技術(shù)廢棄狀態(tài)。 自2008 年4月以來， 陸續(xù)利用鄰塊無利用價(jià)值井補(bǔ)孔上返沙一段4 砂組油藏進(jìn)行邊外大井距注水補(bǔ)充能量。 半年后扶停高含水油井DXX104、DXX1-22，含水下降自噴合采沙 一 段48，49小 層； 一 年 后， 上 返 補(bǔ) 孔DXX1-34、DXX100X44 井，中含水自噴單采沙一段49小層（ 見表1）。

2 含水下降原因分析

2.1 補(bǔ)孔油井含水下降原因分析

動(dòng)態(tài)分析及油藏?cái)?shù)值模擬研究認(rèn)為， 動(dòng)用井層處未動(dòng)用儲(chǔ)量是上返補(bǔ)孔油井DXX1-34、DXX100X44含水下降的根本原因（ 見圖1）。

2.2 高含水油井含水下降原因分析

油井含水率上升規(guī)律理論上遵循油水滲流特征即Sw與fw關(guān)系[12]。這就是說，油井含水率上升的根源在于井層處含水飽和度的增加。同理，要使高含水油井扶停后含水率下降，那么井層處含水飽和度必須減小，剩余油富集、含油飽和度增加[13]。

表1 東辛油田辛1 沙一段4 砂組油藏開采現(xiàn)狀表

圖1 DXX1-34、DXX100X44 井補(bǔ)孔前井層處含油飽和度圖

考慮到2001 年高含水油井關(guān)停后油藏基本處于技術(shù)廢棄即靜置狀態(tài)，那么油水運(yùn)移只受浮力、重力、毛細(xì)管力、摩擦力（ 外摩擦力、內(nèi)摩擦力、相摩擦力）控制，其中動(dòng)力只能是浮力和毛細(xì)管力[2-8，10]。 值得注意的是，毛細(xì)管力在不同條件下可以成為動(dòng)力，也可能成為阻力[3]。 這樣，合力作用下的油水在井層處發(fā)生重力分異是含水飽和度減小，剩余油富集、含油飽和度增加的直接原因[13]。

油藏?cái)?shù)值模擬研究也證實(shí)了這一結(jié)論（ 見表2、圖2、圖3）。 可以看出，在油藏靜置時(shí)間內(nèi)，水淹油層大部分區(qū)域在重力分異作用下已基本完成剩余油再富集成藏過程， 已在構(gòu)造頂部形成了新的剩余油再富集油藏[2-8，10]。

圖2 DXX1-22 井高含水停產(chǎn)前、扶停前井層附近含油飽和度圖

圖3 DXX104 井高含水停產(chǎn)前、扶停前井層附近含油飽和度圖

為了驗(yàn)證這一水驅(qū)油機(jī)理，以沙一49小層地質(zhì)及開發(fā)特征為原型，遵循相似準(zhǔn)則制作了點(diǎn)狀水驅(qū)、邊水驅(qū)物理模擬模型（ 見圖4）。 在模擬底部設(shè)計(jì)一個(gè)直徑3 mm細(xì)槽來模擬邊水。 模型采用恒速水泵注水，水驅(qū)直至出口含水率為95 %時(shí)，關(guān)閉出口，等到模型壓力恢復(fù)至初始?jí)毫Φ?.2 倍后放置10 d； 然后繼續(xù)注水2 PV～5 PV 后，關(guān)閉出口，等到壓力恢復(fù)至初始?jí)毫Φ?.0 倍時(shí)放置10 d；接下來繼續(xù)注水2 PV～5 PV 后結(jié)束實(shí)驗(yàn)。

圖4 物理模擬示意圖

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果看，模型停注靜止一段時(shí)間后，內(nèi)部油水重新分布，再次生產(chǎn)時(shí)，含水會(huì)發(fā)生明顯下降，但后續(xù)效果依次減弱，其中第一次放置10 d 后，電阻值變化明顯，含水下降8.16 %，且持續(xù)時(shí)間較長；第二次放置10 d 后，電阻值變化范圍減小，含水下降1.71 %，且持續(xù)時(shí)間較短（ 見圖5～圖7）。這就是近技術(shù)廢棄油藏辛1 沙一段4 砂組油藏重新獲得效益開發(fā)的根本原因。

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（ 1）動(dòng)用了未動(dòng)用儲(chǔ)量是上返補(bǔ)孔油井DXX1-34、DXX100X44 含水下降的根本原因。

（ 2）以浮力為動(dòng)力條件下重力分異作用是近技術(shù)廢棄油藏辛1 沙一段4 砂組油藏高含水關(guān)停油井DXX1-22、DXX104 井重新獲得效益開發(fā)、含水大幅下降的根本原因。

表2 東辛油田辛1 沙一段4 砂組油藏含水油井DXX1-22、DXX104 井停產(chǎn)前開采情況表

圖5 邊水驅(qū)物理模型第一次靜置10 d 后電阻變化值圖

圖6 邊水驅(qū)物理模型第二次靜置10 d 后電阻變化值圖

圖7 邊水驅(qū)物理模型注入倍數(shù)與采出程度、綜合含水關(guān)系圖

（ 3）對(duì)于停產(chǎn)與半停產(chǎn)油藏或近廢棄油藏而言，先期大排量注水增加油藏水動(dòng)力壓力梯度促使油水一起向低勢(shì)閉合區(qū)運(yùn)移、滯留、聚集，后期油藏靜置促使油藏油水分離成藏是該類油藏實(shí)現(xiàn)再度開發(fā)的有效途徑，但隨著靜置期次的增加，開發(fā)效果逐漸變差。

符號(hào)注釋：

Sw-含水飽和度；fw-含水率。

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