黃3長8油藏初期開發技術政策適應性評價

2016-04-28 08:31:01陸雪皎董憲鵬劉宇曦中國石油長慶油田分公司第五采油廠陜西西安710200

石油化工應用 2016年3期

肖　波，陸雪皎，董憲鵬，林　鑫，范　志，劉宇曦（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安　710200）

黃3長8油藏初期開發技術政策適應性評價

肖波，陸雪皎，董憲鵬，林鑫，范志，劉宇曦
（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安710200）

摘要：黃3長8油藏作為姬塬油田的主力開發油藏，自投產后存在水驅動用程度低、壓力保持水平低、局部裂縫發育等問題。針對初期開發特征和開發矛盾，本文通過動態分析法、理論計算法和礦場實驗法對黃3長8油藏進行了初期注水政策和儲層改造評價，確定了合理的注水強度、井底流壓和儲層改造方式，為下步穩產高效開發奠定了基礎。

關鍵詞：低孔低滲；開發特征；注水強度；合理流壓；儲層改造方式

黃3長8油藏位于陜西省定邊縣馮地坑鄉境內，隸屬低滲透油田。該區塊油藏平均孔隙度7.81 %，滲透率0.35 mD，儲層物性差，平面非均質性強。目前該區塊開發矛盾突出：（1）受層間非均質性影響，吸水剖面矛盾突出，水驅動用程度低；（2）儲層物性分布不均導致局部區域壓力保持水平低、存在高壓低產井；（3）局部裂縫發育，見水井治理難度大。為挖掘該區塊開發潛力保持穩產，針對黃3長8油藏初期開發特征，從注水技術、儲層改造等方面對該區塊開發技術政策進行適應性評價研究[1-3]。

1　油田概況

1.1地質特征

黃3長8油藏主要有大小不同的七條河道控制其沉積分布特征，發育了一套曲流河三角洲平原和前緣沉積亞相，平原亞相與前緣亞相的界線定在黃36～黃39～池36～池41～元172連線一帶。通過精細儲層對比，發現局部地區構造落差較大，推測存在斷層，目前通過地震剖面、水驅前緣測試已得到驗證。

1.2儲層特征

黃3長8油藏儲層中部、東南部物性較好，油層相對較厚，穩定性好；西北部物性相對較差。通過對9口井進行樣品分析，得到：黃3長8油藏平均孔隙度7.81 %，滲透率0.35 mD，物性相對較差，是典型的低孔低滲透油藏。

2　初期開發特征

黃3長8油藏截止2015年12月油井開井數427口，日產液1 411 m3，日產油615 t，單井產能1.4 t，綜合含水56.4 %；水井開井數135口，單井日注21 m3，累積注采比1.57。

2.1壓力特征

目前黃3長8油藏平均地層壓力14.82 MPa，壓力保持水平70.9 %，壓力保持水平整體較低，局部存在高壓區，油藏中部儲層物性較好區、西北部微裂縫發育區等壓力保持水平較高；斷層區注采井網不完善以及東南部區域壓力保持水平較低。在一個注采井網中，裂縫主向井整體壓力保持水平較高（91.9 %），側向井因見效程度低表現為能量不足、壓力保持水平低（58.5 %）。

2.2見效特征

截止2015年12月，黃3長8油藏28個井組共46口油井見效，平均見效周期3～7個月。其中見效角井18口，邊井28口，角邊井見效比例1:1.56；見效見水共11口，見效產量平穩共28口，見效產量上升共7口，油井見效較為明顯（見表1）。

表1　黃3長8油藏注水見效分類統計表

2.3油層吸水特征

黃3長8油藏注水井吸水基本均勻，單層注水井63口，吸水均勻井61口，占比例97.0 %；多層分注井27口，吸水均勻井13口，占比例48.0 %。但受層間非均質性和儲層物性影響，部分井層間吸水不均（見表2）。

表2　黃3長8油藏吸水狀況分類統計表

3　注水技術政策評價及研究

3.1合理注水強度研究

針對黃3長8油藏初期開發特征，制定5個不同的注水開發方案，根據理論計算，得到不同注水開發方案下的壓力變化曲線和水線推進距離（見圖1、圖2），由圖可知：在累計注入量相同的條件下，注水強度越大，水線推進距離越短，有效波及范圍越小，壓力剖面越陡峭；而小水量、長周期的溫和注水技術，有利于壓力均勻分布。

圖1　黃3長8油藏不同注水方案壓力隨注水時間變化曲線

圖2　黃3長8油藏不同注水方案水線推進示意圖

通過黃3長8油藏礦場實驗研究，得到該區塊綜合含水與注水強度的關系曲線，由曲線可知：黃3區塊的注水強度為1.8 m3/d/m時含水保持較低水平（見圖3）。

3.2合理流壓研究

低滲透油藏油井采油指數小，為了保持一定的油井產量，需降低流動壓力，加大生產壓差；但對于飽和壓力較高的油藏，如果流動壓力低于飽和壓力太多，會引起油井脫氣半徑擴大，使液體在油層和井筒中流動條件變差，對油井的正常生產造成不利影響[4，5]。

3.2.1經驗分析法根據同類油藏開發經驗，當流動壓力為原始飽和壓力的2/3時，采油指數最高，最小流動壓力為飽和壓力的1/2左右。黃3區長8油藏飽和壓力為8.64 MPa，由此計算長8油藏生產井合理流壓為5.76 MPa，最小流壓為4.32 MPa。

3.2.2理論計算法根據油層深度、泵型、泵深以及不同含水率條件下保證泵效所要求的泵口壓力，可以計算最小合理流動壓力。合理泵效與泵口壓力的關系如下：

圖3　黃3長8油藏綜合含水與注水強度的關系曲線

式中：N-合理泵效，Pp-泵口壓力，Fgo-氣油比，a-天然氣溶解系數，Bt-泵口壓力下的原油體積系數，fw-綜合含水。根據公式計算出不同含水率條件下泵效與泵口壓力的關系曲線（見圖4）。

圖4　不同含水率條件下泵效與泵口壓力關系曲線

圖5　含水率與最小流動壓力關系

低滲透油藏滲流條件差，要求泵效達到40 %，由此得到不同含水時期的泵口壓力值。根據最小流動壓力與泵口壓力的關系式（2）求出最小流動壓力。最后得到最小流動壓力與含水率的回歸曲線（見圖5）。長8油藏開發初期含水平均為30%左右，通過計算得到最小流動壓力為5.4 MPa。

式中：Pwf-最小合理流動壓力；Hm-油藏中部深度；Hp-泵下入深度；ρo-動液面以下泵口壓力以上原油平均密度；Fx-液體密度平均校正系數。

3.2.3礦場實驗法通過礦場實驗得到黃3長8油藏井底流壓與日產油的散點關系圖（見圖6），由圖6可知：當井底流壓為6.0 MPa～8.0 MPa時，數據點分布較為密集，且平均日產油水平較高，因而確定黃3長8油藏的合理流壓為6.0 MPa～8.0 MPa。

圖6　黃3區塊流壓與日產油散點圖

綜上所述，根據飽和壓力確定的黃3長8油藏合理流壓為5.76 MPa，最小流壓為4.3 MPa；根據合理泵效確定的最小流動壓力為5.4 MPa；根據礦場試驗確定黃3長8油藏的合理流壓為6.0 MPa～8.0 MPa。綜合以上3種方法得到的結果，最終確定黃3長8油藏合理流壓為5.5 MPa～8.0 MPa。

4　儲層改造評價及研究

4.1合理改造方式研究

黃3長8油藏儲層改造以水力壓裂為主，輔助試驗多級加砂和多縫壓裂新技術新工藝[6，7]，針對不同儲層采取相應的改造方式和強度，從施工參數和初期生產數據對比表（見表3、表4）看：多縫壓裂方式加砂量小，試油產量高，但后期具有高液量、高含水特征；多級加砂壓裂方式加砂量高，試油產量較高，但后期產液量較低；水力壓裂方式加砂量較小，試油產量較低，但后期產液量較高、含水較低。對比3種儲層改造方式，目前水力壓裂應用最廣且產能最高，因而確定黃3長8油藏合理的儲層改造方式為水力壓裂。