程 辰，朱玉雙，馬春林，李文偉，桑軾轍

(1.西北大學(xué) 大陸動力學(xué)國家重點實驗室，陜西 西安 710069;2.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069;3.長慶油田第二采油廠產(chǎn)能建設(shè)項目組，甘肅 慶城 745100)

木34區(qū)油藏開發(fā)技術(shù)探討

程 辰1，2，朱玉雙1，2，馬春林3，李文偉3，桑軾轍3

(1.西北大學(xué) 大陸動力學(xué)國家重點實驗室，陜西 西安 710069;2.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069;3.長慶油田第二采油廠產(chǎn)能建設(shè)項目組，甘肅 慶城 745100)

馬嶺油田木34區(qū)延10油藏目前處于開發(fā)前期階段，為了延長低含水采油期，需要確定與之配套的前期開發(fā)技術(shù)。采用油藏工程論證及數(shù)值模擬的方法，確定木34區(qū)合理井網(wǎng)密度為15口/km2，射孔程度應(yīng)控制在20%以內(nèi)，地層能量下降到原始地層壓力的80% ～90%時轉(zhuǎn)入注水開發(fā)較為合理，合理注水強度為2.7 t/m·d，合理采液強度為0.8 t/m·d，油井井底合理流壓為3 MPa，合理生產(chǎn)壓差控制在1.5～3 MPa，更加有針對性的挖潛油藏。

馬嶺油田;邊底水油藏:油藏工程論證;數(shù)值模擬;開發(fā)參數(shù)

木34井區(qū)位于馬嶺油田，主力含油層為侏羅系延安組延10層位。鄂爾多斯地區(qū)延10期的沉積面貌大體上仍繼承了富縣期的特點，形成了廣泛的低彎度河流沉積體系。研究區(qū)延10油層組為辮狀河沉積體系［1］。

本區(qū)延10油藏為構(gòu)造油藏，儲層為河流相砂巖［2］，構(gòu)造呈現(xiàn)出中部高、四面較低、北東部較為平緩的鼻狀隆起的特征。油水分異明顯，底水分布范圍涵蓋整個區(qū)域，且厚度較大，油藏驅(qū)動類型為彈性水壓驅(qū)動。

木34區(qū)測井解釋平均孔隙度為13.38%，滲透率45.98×10－3μm2，平均單井油層厚度 10.9 m，油層中深 1 885 m，原始地層壓力 16.5 MPa，飽和壓力 0.973 MPa。

地層原油粘度 3.726 MPa·s，原始氣油比 5.26 m3/t，地層原油密度 0.811 5 g/cm3，壓縮系數(shù) 0.934 × 10－3/MPa，地層水分析資料表明，原始地層水礦化度為6 110－13 130 mg/L，pH 為 6.8 ～7.9，水型為 Na2SO4。

1 油田開發(fā)效果

馬嶺油田木34區(qū)木 34－1，木34－02最先于 2010年 7月投產(chǎn)，至2011年6月，共有采油井24口，開井22口，無注水井。井口日產(chǎn)液水平167 t，日產(chǎn)油水平95.4 t，平均單井日產(chǎn)油水平5.2 t，綜合含水33.1%，平均動液面906 m，采油速度保持在3%范圍內(nèi)，單井產(chǎn)量保持在5 t/d。

1.1 注水必要性

馬嶺油田木34區(qū)延10儲層在開發(fā)過程中依靠自然產(chǎn)能開發(fā)。油藏飽和壓力低，原始氣油比低，邊底水能量有限。經(jīng)測算，采用自然能量開發(fā)，油藏的最終采收率不足10%。因此僅僅依靠自然能量開采，達不到油田高產(chǎn)的目的。

根據(jù)潤濕性資料分析，延10油層為親水性潤濕。巖心敏感性試驗分析結(jié)果，研究區(qū)儲層為弱速敏、弱水敏、弱鹽敏、弱酸敏、弱堿敏，整體呈弱敏感性，注水開發(fā)不會對儲層造成明顯傷害。

1.2 井網(wǎng)適應(yīng)性

該區(qū)采用井距300 m的正方形井網(wǎng)，從以下兩個方面分析其井網(wǎng)適應(yīng)性。

一是井網(wǎng)的靈活性較強，初期井距較大，為后期擴邊加密提供空間。且在后期可以將角井轉(zhuǎn)注成為排狀注水。

二是高產(chǎn)油井保持低含水開發(fā)。除了東南部油井受邊水內(nèi)推的影響導(dǎo)致含水上升外，內(nèi)部大部分油井保持低含水開發(fā)。

1.3 水驅(qū)效率預(yù)測

該區(qū)水驅(qū)采收率的預(yù)測分別依據(jù)俞啟泰，陳元千，童憲章推導(dǎo)出的三個經(jīng)驗公式，計算得出認為木34區(qū)侏羅系水驅(qū)采收率定為20%左右較為合理。

1.4 能量保持狀況

研究區(qū)原始地層壓力為 6.5 MPa，飽和壓力為 1.009 MPa，由于研究區(qū)自開始生產(chǎn)以來沒有進行測壓，因此利用公式估算，即:流壓=(井深—動液面深)*混合密度*g。由此估算出8口有連續(xù)一年的動液面數(shù)據(jù)的井的歷月流壓，并得出流壓的遞減率。據(jù)此推測，現(xiàn)今邊底水活躍程度從研究區(qū)中心至外緣逐漸降低。在日后部署開發(fā)方案時，注水開發(fā)應(yīng)當(dāng)首先考慮研究區(qū)外緣處能量急需補充的井作為注水井。

2 開發(fā)技術(shù)探討

2.1 井網(wǎng)密度

井網(wǎng)密度受地層物性及非均質(zhì)性、原油物性、開采方式與注水方式等因素的控制，是油田開發(fā)中影響開發(fā)技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)的重要因素之一。加大井網(wǎng)密度，有利于油田采收率的提高，但是從經(jīng)濟角度來說，過高的井網(wǎng)密度會由于成本過大而使經(jīng)濟效益縮減［3～6］。因此，確定合理的井網(wǎng)密度尤為重要。

本次研究采用兩種計算辦法綜合確定合理井網(wǎng)密度。

1)滿足一定采油強度的井網(wǎng)密度。木34地區(qū)延10油藏采用正方形反九點井網(wǎng)，注采井?dāng)?shù)比為1:3，儲量豐度為48 × 104t/km2，含油面積為 2.6 km2，單井日產(chǎn)油 3 t/d，年生產(chǎn)時間365 d，當(dāng)采油速度為2%時，計算的井網(wǎng)密度為15口/km2。

2)滿足經(jīng)濟極限的井網(wǎng)密度。綜合鉆井成本1 000元/m，地面建設(shè)投資132萬元/口，投資貸款利率6.39%，原油商品率0.957，油價為 $107/桶時，延 10油藏經(jīng)濟最佳井網(wǎng)密度為15.18口/km2，經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度20.1口/km2。

考慮到長慶油田侏羅系開發(fā)的實際經(jīng)驗，綜合研究認為木34區(qū)井網(wǎng)密度以15口/km2，現(xiàn)今井網(wǎng)密度約為12口/km2，可以適當(dāng)進行加密。

2.2 射孔程度及位置

邊底水油藏的射孔程度，是開發(fā)邊底水油藏的重要參數(shù)。射孔程度高易造成見水快，射孔程度低則油井產(chǎn)能低。根據(jù)鄂爾多斯盆地底水油藏的實際經(jīng)驗，油層與水層直接接觸時，射孔程度應(yīng)小于20%;油層與底水之間為薄泥質(zhì)隔層或致密砂巖時，射孔程度小于30%;油層與底水之間有較好的大于2 m的泥巖時，射孔程度小于40%［7－9］。

木34區(qū)油藏為邊底水油藏中油水層直接接觸的I類油藏。邊底水分布范圍廣，容易造成含水上升。據(jù)統(tǒng)計研究區(qū)28口油井的資料，平均單井油水層厚度為10.9 m，射孔厚度2 m，平均射孔程度只有19%，射孔程度位于油藏頂部，這為日后低含水開發(fā)做了鋪墊。水井投注時也應(yīng)該從上至下射孔，射孔程度控制在 40% 以內(nèi)［10－12］。

2.3 轉(zhuǎn)注時機

低滲、特低滲油田具有注水開發(fā)困難、油井見效緩慢、自然能量開采遞減快，采收率低的特點，因此如何有效開發(fā)該油藏，提高地層能量，選擇合理的注水時機十分重要。

1)通過總結(jié)歷年開發(fā)經(jīng)驗認為，對于邊底水油藏，由于早期采用天然能量開采，使得地層壓力下降，若是盲目過早注水補充地層壓力，則很可能造成油井暴性水淹，反而達不到油田增產(chǎn)的目的［13］，當(dāng)?shù)貙幽芰肯陆档皆嫉貙訅毫Φ?0% ～80%時，轉(zhuǎn)入注水恢復(fù)地層壓力開發(fā)較為合理［14］。

2)利用ECLIPSE數(shù)值模擬軟件，在動態(tài)分析和歷史擬合的基礎(chǔ)上，進行三種方案預(yù)測，即①地層壓力保持在90%的水平時轉(zhuǎn)注。②地層壓力保持在80%的水平時轉(zhuǎn)注。③地層壓力保持在70%的水平時轉(zhuǎn)注。預(yù)測十五年。由表知，在地層壓力90%～80%的時候采出程度較高，因此可以預(yù)見該區(qū)塊轉(zhuǎn)注時機在地層壓力下降到原始地層壓力80%～90%的時候效果較好。

90%時轉(zhuǎn)注469 213 16% 96% 41% 4 80%時轉(zhuǎn)注 449 209 14% 95% 40% 2 70%時轉(zhuǎn)注439 899 13% 94% 39% 1

2.4 注水強度

人工注水是油藏實現(xiàn)“控水穩(wěn)油”和高效開發(fā)的有效途徑［15］。但是若盲目注水則有可能造成裂縫開啟，使底水上竄。因此，探討合理的注水強度十分必要。

1)通過注采平衡原理得出的注水井的日配注量公式:

可以得出當(dāng)日采油量為4 t/d時，注水強度為2.3～3.2 t/m·d。

2)利用ECLIPSE數(shù)值模擬軟件，在轉(zhuǎn)注時機一致的基礎(chǔ)上，對注水強度進行預(yù)測，即①注水強度為0.9 t/m·d②注水強度為1.8 t/m·d。③注水強度為2.7 t/m·d。④注水強度為3.6 t/m·d.預(yù)測十五年。由表2知，隨著注水強度的增大，累計采油量也隨之增加，但當(dāng)注水強度從2.7增至3.6時，其增加幅度已經(jīng)很小。從累計產(chǎn)油量及注水成本等方面考慮，可以預(yù)見該區(qū)塊注水強度在2.7 t/m·d左右為宜。

表2 不同注水強度指標(biāo)對比

2.5 合理采液強度

對于邊底水油藏，控制采液強度，有助于減緩單井含水上升速度，防止水錐的形成［16－17］。因此，確定合理的采液強度是保證穩(wěn)產(chǎn)的重要手段。

1)通過對研究區(qū)各單井的采液強度及其含水率進行統(tǒng)計，可以看出研究區(qū)單井日產(chǎn)油量在4～10 t/d，含水率在80%以下時，其采液強度對應(yīng)在0.5 ～1.5 t/m·d的范圍內(nèi)。

圖3 采液強度與產(chǎn)油量關(guān)系圖

圖4 采液強度與含水率關(guān)系圖

2)利用ECLIPSE數(shù)值模擬軟件，在注水強度一致的基礎(chǔ)上，對采液強度進行預(yù)測，即①采液強度為0.8 t/m·d.②采液強度為 1.0 t/m·d.③采液強度為 1.2 t/m·d.④采液強度為1.4 t/m·d.⑤采液強度為1.6 t/m·d。預(yù)測十五年。由表3知，高采液強度并不能達到高產(chǎn)出的目的，反而使含水率升高，且僅用了3年就到達80%的高含水時期。綜合考慮，認為該區(qū)塊合理的采液強度以0.8 t/m·d左右為宜，不宜過大?，F(xiàn)今采液強度為0.93 t/m·d，建議控制采液強度。

表3 不同采液強度指標(biāo)對比

2.6 合理流壓

在地層能量保持一定的條件下，合理流壓能夠保證油井發(fā)揮最大生產(chǎn)潛力，確定合理的流壓是確定合理的生產(chǎn)壓差的關(guān)鍵［18－19］。本次研究從兩個方面探討合理流壓。

1)對于邊底水油藏，流壓過大，會造成生產(chǎn)壓差不足以驅(qū)動啟動壓力較大的中，低滲透帶油層，特別是當(dāng)儲層非均質(zhì)性較強的時候;流壓過小，又會導(dǎo)致水錐的形成，加速底水的錐進［20］。根據(jù)泵口壓力與最小流動壓力的關(guān)系求出最小流動壓力，最后得到最小流動壓力與含水率關(guān)系。研究區(qū)初始含水率為30%，最終可求得最小合理流壓為3.5 MPa。

2)利用ECLIPSE數(shù)值模擬軟件，在采液強度一致的基礎(chǔ)上，對井底流壓進行預(yù)測，即①井底流壓為1 MPa.②井底流壓為3 MPa.③井底流壓為5 MPa.④井底流壓為 7 MPa。預(yù)測十五年。由表4知，隨著井底流壓的減小，累計產(chǎn)油量逐漸增加，但是增加幅度不大，可見井底流壓研究區(qū)影響不大。綜合考慮累計產(chǎn)油量及含水率等方面，以及研究區(qū)飽和壓力低的特點，認為研究區(qū)合理流壓為3 MPa。

表4 不同井底流壓指標(biāo)對比

2.7 合理生產(chǎn)壓差

油井投產(chǎn)初期生產(chǎn)壓差過大會導(dǎo)致水錐的形成，低含水期過大的生產(chǎn)壓差會加速底水的錐進。在中、高含水期，生產(chǎn)壓差過小又不足以驅(qū)動啟動壓力較大的中、低滲透帶油層，造成采油速度過低［21］。本次研究通過兩種計算方法確定生產(chǎn)壓差。

根據(jù)最小流動喉道半徑公式計算:可得生產(chǎn)壓差3.1 MPa。根據(jù)合理壓力保持水平和合理流壓的關(guān)系，確定生產(chǎn)壓差 1.4 ～2.9 MPa。

綜合上述兩種計算方法，可以確定研究區(qū)延10儲層油層合理生產(chǎn)壓差為1.5～3 MPa。

3 結(jié)語

1)對于馬嶺油田侏羅系油藏，由于天然能量開采的最終采收率過低，注水開發(fā)是必要的選擇，綜合多種方法，將木34區(qū)侏羅系延10油藏的水驅(qū)采收率標(biāo)定為20%。注水開發(fā)應(yīng)當(dāng)首先考慮研究區(qū)外緣處能量急需補充的井作為注水井。比較適合研究區(qū)的井網(wǎng)為正方形井網(wǎng)。井網(wǎng)密度為15口/km2。

2)油井投產(chǎn)時的射孔位置從頂至下，射孔程度應(yīng)控制在20%以內(nèi)。水井投注時的射孔位置從頂至下，射孔程度應(yīng)控制在40%以內(nèi)。

3)當(dāng)?shù)貙幽芰肯陆档皆嫉貙訅毫Φ?0%～90%左右時，轉(zhuǎn)入注水開發(fā)較為合理。注水強度為2.7 t/m·d，合理采液強度為0.8 t/m·d，油井井底合理流壓為3 MPa，合理生產(chǎn)壓差控制在 1.5～3 MPa。

4)2012年可通過部分井轉(zhuǎn)注的方式提高采收率，對油藏采液強度較大的井，應(yīng)控制生產(chǎn)參數(shù)，保持合理的流壓。

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P641.4+62

B

1004－1184(2012)05－0133－03

2012－06－05

國家科技重大專項(2008ZX05013－005)，資助西北大學(xué)地質(zhì)系研究生科研實驗資助項目(10DZSY030)

稱辰(1988－)，女，陜西西安人，在讀碩士研究生，主攻方向:油倉工程。