任丘霧迷山組裂縫性碳酸鹽巖油藏降壓開采改善開發效果研究

喻高明，劉保磊 (長江大學石油工程學院，湖北 武漢430100)

許愛云 (中石油華北油田勘探開發研究院，河北 任丘 062552)

唐燦 (長江大學石油工程學院，湖北 武漢430100)

張藝鐘 (長江大學非常規油氣中心，湖北 武漢430100)

張淑娟 (中石油華北油田勘探開發研究院，河北 任丘 062552)

任丘霧迷山組裂縫性碳酸鹽巖油藏降壓開采改善開發效果研究

喻高明，劉保磊 (長江大學石油工程學院，湖北 武漢430100)

許愛云 (中石油華北油田勘探開發研究院，河北 任丘 062552)

唐燦 (長江大學石油工程學院，湖北 武漢430100)

張藝鐘 (長江大學非常規油氣中心，湖北 武漢430100)

張淑娟 (中石油華北油田勘探開發研究院，河北 任丘 062552)

裂縫性碳酸鹽巖油氣藏開發過程中，油井一旦見水便迅速水淹，缺少立竿見影的控水穩油方法和手段，這類油藏后期開采的難度極大。通過對霧迷山組裂縫性碳酸鹽巖油藏油水井生產特征、產量變化規律及采取的降壓開采方式生產動態進行分析，結合該類油藏的雙重介質特征及油水井的開發規律，利用統計分析方法及數值模擬技術，評價了該油藏的開發效果，并提出了后期開發進一步深化挖潛的措施。研究認為采用繼續注水同時適當提液的方式進行降壓開采，可更好地把中、小縫洞及巖石系統的生產潛力進一步提升，抑制含水上升和產量遞減，可進一步挖掘基質剩余油、提高原油最終水驅采收率。

裂縫性油藏；碳酸鹽巖油藏；降壓開采；數值模擬

任丘霧迷山組油藏位于冀中坳陷饒陽凹陷北部，由中元古界薊縣系霧迷山組碳酸鹽巖地層組成，是我國最大的裂縫性、底水、塊狀、低飽和潛山油藏。油藏整體為一西陡東緩、北高南低的半背斜，內部被4條次一級斷裂橫切為呈雁行排列的4個山頭，由南至北依次為任9、任7、任6和任11井山頭；地層厚度2341m，自上而下共劃分為10個油組。初期具有統一的油水界面和壓力系統。裂縫性碳酸鹽巖油藏有別于常規的雙孔介質，在其獨特的裂縫-基質系統中，裂縫系統除了是主要的滲流通道，更是重要的儲油場所，但整體上呈現出裂縫低孔高滲、基質高孔低滲的雙重介質特征。具有獨特的生產開發特征：裂縫滲透率比基質滲透率高幾個數量級；斷層多，裂縫發育，斷層封閉性差，儲層結構復雜，非均質程度嚴重；注水開發難度大，穩油控水難度大；投產初期，油井未見水時，表現為高產穩產，但見水后，油井迅速水淹；且堵水效果作用有限、酸化效果欠佳，缺乏進一步增產的有效手段。因此，研究任丘潛山油藏開發特征及其規律，制定相應對策，有利于該油藏的持續有效開發。

1 開發概況

任丘霧迷山組油藏自1975年9月任4井投產以來至今已有40年的生產歷史。截至2015年5月，歷史上共投產油井301口。其中因不出油不出液關井7口，高含水關井7口，低效關井5口，轉注水井18口，轉觀察井11口，計劃關井37口，油井間開9口，因其他原因關停井29口[1]。油藏自正式投產以來，產油量在1978年達到巔峰；經過2年高產穩產后產量快速下降，進入產量快速遞減階段。在1986年進行了以裂縫堵水為主的油井措施，生產壓差增大，開采方式由自噴逐漸轉變為以抽油為主；1988年由于含水率急劇上升，整體進入產油緩慢遞減階段。綜合考慮產油量(或采油速度)和含水變化，將其開發過程劃分為產量上升(投產)、高產穩產、產量迅速下降和低速緩慢遞減4個階段，自1986年左右，油藏含水率快速上升，原油產量急劇下降，目前處于低產緩慢遞減的開發后期(圖1)[2～7]。

圖1 任丘霧迷山組油藏開發概況

2 油井生產特征分析

2.1 油井初期生產特征

根據301口油井投產初期的生產情況對該區油井的初期產量進行分析，初期平均日產油285.91t，平均日產液311.06t，平均含水率25.18%。

初期產量在15～50t/d的油井有47口，占油井總數的15.61%，平均單井日產油29.47t，平均單井日產液61.89t，平均含水率41.72%；初期產量在50～100t/d的油井有48口，占油井總數的15.95%，平均單井日產油71.38t，平均單井日產液112.66t，平均含水率27.47%；初期產量在500～1000t/d的油井有13口，占油井總數的4.32%，平均單井日產油629.53t，平均單井日產液634.30t，平均含水率0.54%；初期產量1000～3500t/d的油井有21口，占油井總數的6%，平均單井日產油2046.26t，平均單井日產液2050.15t，平均含水率0.18%。大部分油井的初期產量在100～500t/d，共有油井123口，占總數的40.86%，平均單井日產油242.02t，平均單井日產液253.93t，平均含水率5.33%；初期產量小于15t/d的油井有49口，占油井總數的16.28%，平均單井日產油6.58t，平均單井日產液56.74t，平均含水率74.16%[8～11]。

可見，油田開發初期，油井產量與產液正相關，與含水率負相關，由此推測，較低的產液量與較高的初期含水率均是導致油井前期產量較低的直接原因。

按照油井投產初期產能的劃分標準，可以看出不同生產階段不同產量標準的油井數變化很大，在油田高產穩產階段之前，高產井(日產油100t左右)數量多、產量大；高產穩產階段后高產井數急劇減少(表1)。

2.2 油井目前生產特征

根據任丘潛山油藏2015年5月的產量分級統計結果，目前生產的176口油井中，產量大于15t/d的只有2口，占總井數的1.15%，平均單井日產油16.29t，平均單井日產液225.6t，平均含水率92.60%；產量為10～15t/d的油井5口，占總井數的2.87%，平均單井日產油11.58t，平均單井日產液198.09t，平均含水率93.31%；產量為5～10t/d的油井22口，占總井數的12.64%，平均單井日產油6.79t，平均單井日產液137.63t，平均含水率93.0%；產量小于5t/d的低產井井數比例最高，有147口，占總井數的84.84%，平均單井日產油1.98t，平均單井日產液79.58t，平均含水率96.21%。與初期相比，平均單井日產量急劇下降，平均含水率急劇上升，油田已呈現水淹特征。

表1 任丘潛山油藏不同生產階段油井初期產能統計表

3 注水開發特征分析

該油藏日注水量大于2500m3的井占8.33%，平均單井日注2996.09m3，平均日注強度較高；日注水量小于2000m3的井占41.67%，平均單井日注1154.46m3。日注水量處于2000～2500m3之間的井占50%，平均日注2225.61m3，但平均日注強度較低。截至2015年5月，目標區塊平均單井日注水量為1843.51m3(表2、表3)。

表2 注水井日注能力分析表

表3 注水井注水強度統計表

油藏主要采取了早期注水、保壓開采的方式。于1975年投產，1976年開始注水，初期地層壓力保持良好。1986年采取大面積油井裂縫堵水措施，油井生產壓差變大，由自噴逐漸轉為機械抽油，與此同時，區塊平均油井動液面自1977年的293m下降到441m左右；1994年4月，油藏全部停注，開始了全面降壓開采。至1999年恢復注水時，油井地層壓力下降到25.28MPa，與原始地層壓力(32.56MPa)相比，壓降高達7.28MPa，而該時動液面深度為755m左右(圖2)。

圖2 任丘霧迷山組油藏歷年注水情況

1977年以前主要依靠天然能量開采，沒有及時注水補充能量，地層壓力下降快，故累計虧空逐漸增大。1977年之后開始注水，補充地層能量，地層壓力逐漸恢復，1981年至1992年出現負虧空。累計注入量是始終小于累計產液量的，而且1986年以前，油井地層壓力與原始地層壓力基本相近，說明初期油藏能量充足，壓力恢復迅速。隨著油藏壓力下降采油速度也迅速下降。油井地層壓力在1975年剛開始投入開發時下降速度快，在1975年12月注水后開始回升，地層壓力恢復快。地層壓力恢復后，1980年至1985年采油速度下降的趨勢因各類綜合調整措施的實施而有所改善，1986年以后，油井產油量迅速下降，含水率上升(圖1)，油井地層壓力開始下降(圖3)。

圖3 油藏平均地層壓力與累計虧空關系圖

綜合分析認為，投產階段油藏能量充足(主要是油藏的彈性能量及邊底水能量)，單井產能高，初期產量遞增快，但時間短，采出程度低；1986年起，油層壓力下降，裂縫寬度變小，滲透率下降，油井產能隨油藏壓力、裂縫滲透率的減少而減小，產量遞減快，生產壓差增大。對裂縫性碳酸鹽巖底水油藏而言，隨著不斷開采，底水由于生產壓差的作用不斷向上錐進，直至突破井底，此時生產壓差已經增大到一定程度，使得油井附近水錐嚴重，最終影響產油量與采收率。1994年至1999年，油田停止注水實施降壓開采的增產措施，產液量有所上升，含水率有所下降，說明降壓開采是有效果的(圖4)。針對該油藏優選降壓開采方案，并確定合理的降壓速度和降壓界限是下一步油藏開發的關鍵[12]。

圖4 油藏平均地層壓力、采油速度變化圖

4 降壓開采效果評價

4.1 降壓開采

利用巖石及流體的彈性能量采出部分剩余原油、提高采收率是降壓開采的核心思想。“水淹區塊中的油在巖石壓縮和液體膨脹的共同作用下自巖塊進入裂縫，然后在重力作用下向油藏頂部聚集而被采出”這個過程中同時不斷進行著人工驅動向天然驅動轉化、巖塊自吸排油、彈性排油的動態過程。任丘霧迷山組油藏壓力水平較高，進行降壓開采試驗前，油藏總壓降為2.78MPa，壓力水平為91.6%，地層能量較為充足，任丘霧迷山組油藏為范圍較大、能滿足低速開采要求的有限的邊底水體所包圍，降壓開采過程中邊底水可入侵，補充油藏能量；巖塊中含有較多的剩余油，根據取心觀察、巖心分析試驗、開發動態分析和剩余油分布研究結果，在巖塊系統以及裂縫系統的部分中小縫洞里含有較多的剩余油，這是進行降壓開采試驗的物質基礎。

4.2 降壓開采現場效果評價

油藏總壓降由2.78MPa到7.72MPa，階段壓降4.94MPa，較大幅度地控制了注水量和注采比，地層壓力明顯下降，改變了裂縫系統內驅油狀況，提高了波及程度和驅油效率，使油藏開發效果得到改善，油藏自然產量遞減速度明顯減緩，分別由降壓前的2.74%減緩至1%左右：①自然產量遞減速度明顯減緩，降壓前產量月遞減2.74%，降壓后是1%，少遞減96.8×104t；②含水上升速度明顯減緩，自然產水量降壓前是0.32%，降壓后是0.01%，少產水136.3×104m3；③天然驅動與人工驅動的轉化配合，使底水入侵量增加5207×104m3，注水量減少3059×104m3；④有效減緩油水界面上升速度，開采前月上升速度是0.71m，降壓開采后穩定；⑤提高水驅波及程度，增加水驅可采儲量117×104t，水驅采收率提高0.3l%。

4.3 降壓開采產量預測

建立目標油藏數值模型，并進行歷史擬合，在歷史擬合的基礎上以油藏實際采用降壓開采的時刻為時間節點，繼續注水，適當提高液量，對比不同降壓速度(分別提液1.5倍，1.8倍，2.0倍，2.3倍，2.5倍)下的開發效果，結果見表4。

表4 預測10年后的開發指標

結果表明，繼續注水生產，通過提高液量的方式實現降壓開采的目的，仍可發揮巖石和流體的彈性作用，但產水量明顯增加。隨著提液幅度的增加，壓力下降速度變快，含水率相對增長較快，階段產油量逐漸遞增，當提液量提至原產液量的2.3倍時，增幅達到最大，繼續提液，增油量減少，不利于生產開發。

5 結論與認識

1)采用降壓開采的方式，利用天然驅動和人工驅動方式的交替配合，打破目前高含水率下地下油水分布狀態，使得裂縫產生差異性閉合，降低裂縫導流能力，抑制和干擾裂縫系統出油的同時盡力發揮巖塊系統的產油能力，以達到提高最終采收率的目標。

2)采用繼續注水同時適當提液的方式進行降壓開采。適當進行人工注水，以補充天然能量的不足，將地層壓力保持在一個較低的水平，既能保證油井不會因為地層壓力過低而生產異常，也能發揮巖石和流體的彈性作用，發揮了中、小縫洞及巖塊系統的生產潛力，達到改善開發效果的作用。

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2017-02-10

喻高明(1965-)，男，博士，教授，博士生導師，現主要從事油氣田開發的教學與科研工作，ygm1210@vip.sina.com。

[引著格式]喻高明，劉保磊，許愛云，等.任丘霧迷山組裂縫性碳酸鹽巖油藏降壓開采改善開發效果研究[J].長江大學學報(自科版), 2017,14(23):70～75.

TE344

A

1673-1409(2017)23-0070-06

[編輯] 黃鸝