寧東油田ND26井區長期關停后開發動態特征研究

何學文

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寧東油田ND26井區長期關停后開發動態特征研究

何學文

（中國石化華北油氣分公司，河南鄭州 450006）

針對寧東油田ND26井區長期關停后地層能量恢復、壓力分布及產能變化等問題，綜合運用油藏工程等方法開展關停期間地層能量恢復程度、壓力分布規律及試采特征等研究。研究表明，油田關停期間地層壓力逐漸恢復，影響壓力恢復的主要因素有儲層物性、構造部位以及井型；關停期間地層流體重新分布，剩余油向構造高部位富集，油水界面較原始狀態已抬升10.0 m，構造高部位的復產油井產量恢復快、含水上升幅度小；油井關停再復產不僅能夠節能降耗、不改變油田最終采收率，而且有利于地層能量恢復，延長油田的開發壽命。

寧東油田；關停井；開發動態

寧東油田ND26井區于2016年3月陸續實施關停，2017年3月實施復產，關停時間長達1年左右。開發過程中長時間關停情況很少發生，僅2011年蘇丹因政局不穩境內油田關停2年[1]。油田長期關停對地層壓力有何影響、復產后開發動態特征有何變化等，前人研究成果多處于理論探索與數值模擬階段，而礦場實際操作的案例少。為此，針對寧東油田ND26井區開展了油田關停后地層能量恢復狀況評價、地下流體運移分布規律及開發特征研究，為老油田效益復產提供依據。

1 油田概況

寧東油田ND26井區目的層系為延安組延52油組，主要發育三角洲平原分流河道砂體，古河道流向大致由北向南，河道寬約1.0 km，平均砂厚11.5 m。該油藏為低幅度構造的背斜油藏，南、北部構造低，邊底水發育，原始油水界面2 066.7 m，具有一定的天然能量，平均油柱高10~27 m，平均有效孔隙度13.8%，平均有效滲透率30.8×10-3μm2，驅動方式主要為邊底水+彈性驅動。井區有油井17口，水井7口，含油面積3.45 km2, 動用儲量180×104t；關停前油藏整體開發效果良好，預計可采儲量42.5×104t，標定采收率23.6%，采出程度7.5%，年采油速度1.3%。

2 關停期間地層壓力恢復狀況評價

ND26井區延52油藏原始地層壓力為16.01 MPa，經過9年的開發，地層壓力下降幅度大，且在平面上呈較大差異性，采出程度越高的區域，地層壓力下降幅度越大。關停1年后，復產時地層壓力恢復到13.03 MPa，壓力恢復速度每月0.65 MPa；同時井區平面上壓力分布逐漸趨于均衡，得到不同程度的回升。

油田關停初期，由于油藏、水體存在壓差，停產后邊底水繼續流向采油區，補充地層能量，使油藏壓力逐漸回升，平面上壓力分布也逐漸趨于均衡[2]；受油藏類型、儲層物性、構造部位等因素影響，地層壓力恢復速度、恢復程度存在差異性。針對ND26井區關停期間壓力恢復狀況，本文從儲層物性、構造部位及井型三個方面分析影響壓力恢復的因素。

2.1 儲層物性

ND26井區延52砂體為三角洲平原沉積，沉積微相主要有分流河道、決口扇、天然堤、沼澤及洪泛平原，其中分流河道側向加積疊置形成的砂體，物性好，砂體累積厚度大（河道中心），層內非均質性弱，平面上連通性好，成帶狀分布。河道中心部位沉積微相以分流河道為主，測井相為箱型，砂體厚度大，物性好，油井壓力恢復速度平均每月0.75 MPa；河道邊部沉積微相以決口扇、洪泛平原為主，測井相以鐘型或指型為主，砂體薄，物性較差，油井平均壓力恢復速度每月0.54 MPa（圖1）。

2.2 構造部位

關停期間，邊底水繼續流向采油區補充地層虧空，構造高部位的油井壓差大，壓力恢復速度快。隨著邊底水的補充，在重力作用下油水重新分布，導致油水界面抬升，構造低部位的油井容易水淹，壓力恢復程度反而更高，復產時地層壓力更接近于原始地層壓力。跟蹤復產井發現砂頂深度高于2 055.7 m的油井平均壓力恢復速度為每月0.71 MPa，復產時壓力11.85 MPa；砂頂深度低于2 055.7 m的油井平均壓力恢復速度為每月0.45 MPa，復產時壓力12.78 MPa。

圖1 儲層產能系數與壓力恢復速度關系

2.3 井型

水平井泄油面積大于直井，關停恢復期間，水平井壓力恢復速度快于直井，最終壓力恢復更快。直井在關停期間壓力恢復速度每月平均為0.57 MPa，復產時地層壓力10.44 MPa；而相同物性、相同構造部位的水平井在關停期間壓力恢復速度每月為0.64～0.70 MPa，復產時地層壓力11.38～12.98 MPa。

3 油田長期關停后開發特征研究

優先復產部分高產井區，開展生產規律研究，對油田效益復產方案編制具有重要的指導意義。

3.1 復產井生產情況

2017年3月，ND26井區延52油藏陸續復產12口采油井，其中水平井11口，直井1口。與關停前相比，產液量增加33.99 t/d，產油量增加3.01 t/d，含水上升11.1%。

3.2 復產井開發特征研究

3.2.1 產液量變化

根據達西公式，產液量受壓差、地層流動系數、油井半徑影響。由于開井前后儲層滲透率、產油層厚度及地層流體黏度均未發生變化，故地層流動系數不變，油井半徑和地層供給半徑也保持不變，所以產液量發生變化的原因為生產壓差發生了改變[2]。

關井以后，由于地層中存在壓力差，油水在壓力差作用下重新分布，并向壓力較低的井底附近緩慢移動，使得近井地帶井底壓力升高，有效生產壓差增大，因此，復產后產液量增加。ND26井區延52油藏復產后，壓力保持由33.2%恢復至81.4%，平均單井產液量從7.54 t/d上升至10.37 t/d，增加2.83 t/d，提高37.5%。

3.2.2 含水率變化

油水井全面關停后，原地層虧空嚴重的區域存在一個低勢區，關停后流體會運移并在此聚集；若關停時間很長，則在地層壓力平衡過程中，剩余油發生重新分布和富集；受重力分異作用，構造高部位的油井含水率上升幅度小、產油量增加，構造低部位的油井含水率上升幅度大、產油量降低。ND26井區含水率上升幅度小的7口井均位于構造高部位，平均砂頂深2 050.1 m，復產后平均單井產油量增加1.51t/d，含水僅上升2.3%；含水率上升幅度大的5口井位于構造低部位，平均砂頂深2 056.4 m，復產后平均單井產油量下降1.51 t/d，含水上升23.9%。

3.2.3 油水界面抬升

以NP3井為例，該井位于寧東ND26區南部邊底水發育區，復產后產液量增加6.42 t/d、產油量下降0.87 t/d、含水率從12.1%上升至95.0%，復產后水淹。該井關井前累計虧空26 106 m3，砂頂深2 055.8 m，鉆井軌跡顯示該井水平段距原始油水界面6.0 m。分析認為該井關停前地層虧空大，且水平軌跡距原始油水界面高度低，關停期間流體在壓力差作用下緩慢移動，在重力作用下油水重新分布，油水界面抬升，導致該井水淹。

為了驗證上述推斷，2017年11月，對距NP3井270 m處的寧東26井（直井）開展剩余油飽和度測井工作。測井結果顯示該井已射孔層位顯示不同程度的水淹，其中7–1號層完井剩余油飽和度為16.24%，解釋為一級水淹層；7–2號層完井剩余油飽和度為30.87%，解釋為二級水淹層。寧東26井砂頂深2 056.5 m，剩余油飽和度測井顯示該段為一級水淹層，復產后含水率達100%，顯示該井由于底水錐進已被水淹，進一步說明了該油藏復產后油水界面較原始狀態（2 066.7 m）已抬升約10.0 m。

3.2.4 復產后壓力及開發特征變化

復產井停產前平均動液面為1 557 m，折算地層壓力為4.53 MPa；停產恢復后動液面前期快速上升，后期緩慢上升（圖2），最終穩定在748 m左右，折算地層壓力為11.97 MPa；復產主要以衰竭式開發為主，復產9個月后動液面下降至1 402 m，折算地層壓力為6.02 MPa，壓力下降速度為每月0.66 MPa。分析認為復產初期產液速度過大，導致動液面下降過快，地層能量保持水平過低，不利于油田的可持續發展。

圖2 復產井關停前、復產后動液面歸一化曲線

關停井復產后產油量初值低，隨著含水恢復穩定，產油量逐漸上升。隨著地層能量的下降，產油量隨之出現遞減。通過對日產油進行歸一化處理發現，復產后產油量的遞減指數與停產前的遞減指數一致，均為﹣0.011（圖3），說明復產后的產油量符合停產前的遞減規律，同時也說明油田因油價低關停再復產不僅能夠節能降耗、不改變油田最終采收率，而且有利于地層能量恢復、延長油田的開發壽命。但油田的關停周期以及復產的合理開發技術政策還需進一步研究。

圖3 復產井關停前、復產后日產油量歸一化曲線

4 應對措施及效果

針對ND26井區延52油藏復產后部分井含水率上升、地層能量下降快的問題，主要采取了以下措施：①關停2口構造部位低、含水率大于95.0 %的復產井；②對4口構造部位低、含水率上升快的復產井采取降低產液量，控制采液速度，防止底水進一步錐進；③恢復2口注水井，開展邊部注水補充地層能量，注水量為40.0 m3/d。通過上述措施，目前該井區單井產液量為6.90 t/d，產油量為3.79 t/d，含水率為45.0%，動液面穩定在1 400 m左右。與關停前相比，單井產液量下降了0.63 t/d，產油量增加了0.08 t/d，含水率下降了5.6%，該井區呈現好的開發趨勢。

5 結論

（1）影響ND26井區延52油藏壓力恢復因素主要有儲層物性、構造部位以及井型。

（2）ND26井區延52油藏關停期間地層流體發生重新分布，剩余油向構造高部位富集，油水界面較原始狀態已抬升約10.0 m，構造高部位的復產井含水上升幅度小、產油量上升，構造低部位的復產井含水上升幅度大、產油量下降。

（3）通過關停高含水井、控制產液速度、邊部注水補充地層能量等措施，ND26井區延52油藏復產后達到了“穩油控水”、緩解遞減的目的，復產井呈現好的開發趨勢。

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Development dynamic characteristics of ND 26 well block in Ningdong oilfield after a long-term shutdown

HE Xuewen

(North China Oil and Gas Company, SINOPEC, Zhengzhou, Henan 450000)

In view of the problems of ND 26 well block in Ningdong oilfield after a long-term shutdown, such as the formation energy recovery, the pressure distribution and the productivity change, the research on the formation energy recovery degree, the pressure distribution regularity and the trial production characteristics during the shutdown period was carried out by comprehensive application of reservoir engineering and other methods. The results show that the formation pressure gradually recovers during the shutdown period. During the shutdown period, the formation fluid was redistributed and the remaining oil was enriched towards the high part of the structure. The oil-water interface had been raised by 10.0 m compared with the original state. The output of the reproducing wells at the high part of the structure recovered quickly and the water cut increased by a small margin. The shutdown and re-production of oil well not only save the energy and reduce the consumption, but also not change the final recovery rate of oil field. Besides that, it is helpful to restore the formation energy and prolong the development life of oilfield.

Ningdong oilfield; shut down well; development of dynamic characteristics

1673–8217（2019）02–0078–04

TE331.3

A

2018–05–10

何學文，工程師，1985年生，2010年畢業于中國石油大學（北京）油氣田開發工程專業，現從事油氣田開發工作。

國家科技重大專項“低豐度致密低滲油氣藏開發關鍵技術”（2016ZX05048）。

編輯：黃生娣