深層低滲透油藏開發技術對策研究—以鴨兒峽油田白堊系油藏為例

敬曉鋒，秦 芳，張書軍

（1.西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065；2.玉門油田分公司鴨兒峽采油廠，甘肅酒泉 735200）

深層低滲透油藏開發技術對策研究—以鴨兒峽油田白堊系油藏為例

敬曉鋒1，2，秦 芳2，張書軍2

（1.西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065；2.玉門油田分公司鴨兒峽采油廠，甘肅酒泉 735200）

鴨兒峽油田白堊系油藏產量遞減快，基于對研究區地質概況分析，結合油藏生產實際，提出適用于研究區的開發技術對策。鴨兒峽白堊系油藏可采用兩套開發層系，一套井網進行開發，井底流壓介于7.91 MPa～10.1 MPa；平均單井日注量為45 m3～75 m3。目前平均單井理論最大日產液量為11.6 m3，平均單井理論最大日產油量為5.25 m3。建議原有油水井繼續生產，Y554、Y542低產井轉注，加密一口水井和油井，注采比為1：1。

技術對策；白堊系油藏；鴨兒峽油田

白堊系油藏原始地層壓力高，飽和壓力低，地飽壓差大，從1975年投產，油井自噴生產了10年，20世紀80年代中期油藏驅動方式以彈性驅動為主。地層壓力下降快，由于長期衰竭式開采，地層能力虧空嚴重，是產量遞減最主要的原因。加上有部分套損報廢井，產能低而停產的井，井況惡化成為油田穩產的主要制約因素。因此本文在對研究區地質概況分析的基礎上，結合生產實際，提出適用于研究區的開發技術對策，對鴨兒峽白堊系油藏挖潛穩產提供理論和技術支撐。

1 研究區地質概況

鴨兒峽油田白堊系油藏位于鴨兒峽油田西部。主力油層為白堊系下白堊統下溝組油層。研究區發育各種類型微構造，主要正向微構造有小背斜和小斷鼻。在構造高部位主要發育小背斜和小斷鼻，這些部位通常是剩余油分布區，其他區域主要發育單斜構造[1-4]。研究區以扇三角洲沉積為主，發育平原、前緣和前扇三角洲3種亞相。鴨兒峽白堊系油藏構造圈閉面積約19 km2，含油面積5.24 km2，探明石油地質儲量1 608×104t，標定采收率18%，可采儲量289.54×104t。油藏特點是埋藏深（頂部平均海拔3 000 m）、滲透率低（空氣滲透率5×10-3μm2），原始地層壓力高（47.7 MPa）、飽和壓力低（13.38 MPa），地面原油平均密度 0.865 g/cm3，地層原油體積系數1.284，是巖性構造圈閉油藏。

2 油藏開發效果評價

2.1 開發現狀

鴨兒峽白堊系油藏從1975年投產，以油藏天然的彈性驅動能量進行開采，到目前為止累積產油量63.2×104t。總油井數為68口，開井26口，總水井數為3口，開井3口，平均日產油40.5 t，平均日產水44.19 m3，綜合含水率為37%，累積采出程度為12.1%。

2.2 水驅效果評價

根據童憲章綜合含水率與采出程度的表達式[5-7]，做出不同采收率RM條件下的綜合含水率與采出程度之間的理論曲線，通過對鴨兒峽綜合含水率隨采出程度變化的實際曲線分析，得出該曲線符合S型曲線形態（見圖1）。由圖1可知，從開始投產到1988年期間，含水率不到10%，油藏驅動方式以彈性驅動為主。從1989年開始到2010年底，由于工作制度的改變使得含水率由10%猛增到33%左右，而相對的采出程度增加不到2%，油藏衰竭式開發效果較差。2011年到2014年底，經過措施調整含水率進一步增加到47%左右，相應的曲線仍與采收率為5%左右的曲線趨勢近似。從理論曲線可以看出預測采收率為5%。鴨兒峽的實際含水率要比理想狀態下的含水率要高，表明水驅開發效果較差。

圖1 含水率隨時間變化圖

2.3 采收率預測

對于已進入高含水開發階段的油田，應用水驅特征曲線法計算目前開發狀況下的采收率比較適合。根據水驅曲線預測可采儲量的適用條件，選擇甲型和丙型水驅曲線估算采收率。利用甲型水驅特征曲線預測可采儲量為242.52×104t，預測最終采收率為15%（見圖2）。利用丙型水驅特征曲線預測可采儲量為330×104t，預測最終采收率為20%（見圖3）。

圖2 鴨兒峽甲型水驅曲線

圖3 鴨兒峽丙型水驅曲線

3 開發技術對策研究

3.1 層系劃分與組合

鴨兒峽白堊系油藏油層井段長、層數多、厚度大，儲層非均質性強。根據經濟極限法計算劃分層系要求的儲量豐度和有效厚度，設投資回收期為6年，在注采井距為200 m，油價為65$/bbl時，要求劃分層系的儲量豐度為265×104t/km2，有效厚度為63 m。主力油層K1G22-2儲量豐度達到307×104t/km2，平均有效厚度81 m；而 K1G22-1、K1G21油組儲量豐度分別為 94.4×104t/km2、176.1×104t/km2，有效厚度分別為 38.3 m、71.8 m。可以看出，要達到投資回收期6年經濟目標，主力油層K1G22-2可單獨劃分為開發層系，而非主力油層K1G22-1、K1G21不能單獨劃分層系，需要對油層組重新組合才能達到劃分層系的經濟要求。根據鴨兒峽地層巖性特點，隔層既可以是大套泥巖也可以是致密（砂）礫巖，根據隔層單井統計資料，可知油層組K1G22-2與K1G21之間的隔層厚度大，最小厚度10.0 m，最大厚度217.9 m，平均厚度＞100 m，具備劃分層系的隔層條件。

根據油層的儲量豐度、有效厚度及隔夾層條件，可知主力油組K1G22-2可以單獨劃分為一個層系，而K1G22-1、K1G21需組合后才可劃分為一套層系。故鴨兒峽白堊系油藏可劃分為兩套開發層系，由于該地區鉆井成本高，投資風險高，所以采用一套井網：第一套層系：K1G22-2，主力含油層系。第二套層系：K1G22-1、K1G21，次要含油層系。部分地區地層重復，含第三套層系。

3.2 注水開發參數計算

3.2.1 采油井井底流壓 根據泵效計算出井底流壓，當鴨兒峽白堊系油藏泵效達40%時，最低井底流壓為10.1 MPa。根據油井脫氣效應確定最低井底流壓，鴨兒峽白堊系油藏根據脫氣效應計算最低允許井底流壓值為7.91 MPa。根據飽和壓力確定井底流壓，根據大量低滲透油田開發實踐經驗，最低允許流壓一般可取為飽和壓力的三分之二，鴨兒峽白堊系油藏飽和壓力為13.38 MPa，最低流壓取為8.92 MPa。

3.2.2 注入井注入壓力 由于地層破裂壓力與地層壓力水平相關，因此選擇本研究區壓裂時間與投產時間相近或地層壓力和保持水平較高的5口壓裂井資料，儲層平均破裂壓力梯度0.022 1 MPa/m～0.028 0 MPa/m，平均為0.025 1 MPa/m。油藏中深3 300 m左右，計算井底破裂壓力82.8 MPa。后期最大井口注入壓力為40 MPa。

3.2.3 注水井注入量 根據注采平衡原理可估算注水量，不考慮注入水的溢流量，利用注采平衡公式進行計算。考慮油藏采用菱形反九點井網進行注水開發，注采井數比為1∶3，設定初期注采比為1～1.5，則可計算平均單井日注量為 45 m3～75 m3。

3.3 合理產液、產油量確定

通過相滲曲線計算鴨兒峽的無因次采液采油指數，從無因次采液采油指數與含水率關系可以看出，在目前含水率45%的條件下，目前的液量水平理論上可以達到初期的0.78倍。開發初期平均單井日產液量為14.9 m3，目前含水率條件下計算得到平均單井理論最大日產液量為11.6 m3。

通過相滲曲線計算鴨兒峽的無因次采液采油指數，從無因次采液采油指數與含水率關系可以看出，在目前含水率45%的條件下，目前的油量水平理論上可以達到初期的0.42倍。開發初期平均單井日產油量為12.5 m3，目前含水率條件下計算得到平均單井理論最大日產油量為5.25 m3。

3.4 開發方案優選

本次設計四套方案進行優選對比，第一套方案設計為不調整方案，按目前的生產狀態進行生產；第二套方案為本次推薦方案，原有油水井繼續生產，Y554、Y542低產井轉注，同時加密一口水井和油井，設計注采比為1：1。第三套方案注采比為1：1.1。第四套方案設計注采比為1：1.2。累計產油量對比可知第二套方案效果最好（見表1）。

表1 開發指標預測

4 結論

（1）鴨兒峽白堊系油藏可劃分為兩套開發層系，第一套層系：K1G22-2，主力含油層系；第二套層系：K1G22-1、K1G21，次要含油層系。由于該地區鉆井成本高，投資風險高，故采用一套井網進行開發。

（2）通過三種不同方法計算井底流壓為10.1 MPa、7.91 MPa、8.92 MPa；后期最大井口注入壓力為40 MPa；平均單井日注量為45 m3～75 m3。

（3）開發初期平均單井日產液量為14.9 m3，目前含水率條件下計算得到平均單井理論最大日產液量為11.6 m3；開發初期平均單井日產油量為12.5 m3，目前含水率條件下計算得到平均單井理論最大日產油量為5.25 m3。

（4）開發方案對比表明，原有油水井繼續生產，Y554、Y542低產井轉注，同時加密一口水井和油井，設計注采比為1：1，累計產油量最高，效果最好。究［D］.荊州：長江大學，2013.

［1］ 宋剛祥.鴨兒峽油田油藏開發效果評價與后期開發調整研

［2］ 敬曉鋒，郝紅勛，譚偉，等.裂縫性潛山變質巖油藏的合理生產技術對策-以鴨兒峽油田志留系油藏為例［J］.石油工業技術監督，2013，（9）：5-8.

［3］ 李鋒，等.鴨兒峽油田L油藏難采區儲集層特征［J］.新疆石油地質，2004，25（3）：277-279.

［4］ 李曉軍，楊勇，趙金輝.提高鴨兒峽油田表外儲量水驅效率的對策［J］.新疆石油地質，2004，25（3）：308-309.

［5］ 張繼風.水驅油田開發效果評價方法綜述及發展趨勢［J］.巖性油氣藏，2012，24（3）：118-122.

［6］ 王洋，王建，徐寧蔚.蘇北低滲透注水開發油田開發效果評價［J］.油氣藏評價與開發，2011，1（5）：34-39.

［7］ 孫娜，等.低滲透油藏水驅開發效果綜合評價方法研究與應用［J］.特種油氣藏，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

敬曉鋒，男（1978-），高級工程師，主要從事油氣田開發與管理工作。