陳曉艷 (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠地質(zhì)大隊(duì),黑龍江 大慶 163853)

齊家北油田古708區(qū)塊合理注水方式研究

陳曉艷 (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠地質(zhì)大隊(duì),黑龍江 大慶 163853)

齊家北油田是大慶外圍首次開(kāi)發(fā)扶余油層的油田，古708區(qū)塊屬于其中次生孔隙發(fā)育區(qū)塊。應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)對(duì)注水時(shí)機(jī)、初期注采比進(jìn)行優(yōu)選，確定了注采比為1.2的同步注水方案?，F(xiàn)場(chǎng)作業(yè)表明，實(shí)施上述方案可以取得較好的開(kāi)發(fā)效果，因而能夠?yàn)榻窈箢愃朴吞锏拈_(kāi)發(fā)提供參考。

注水方式；注水時(shí)機(jī)；初期注采比

1 區(qū)塊概況

齊家北油田位于黑龍江省大慶市區(qū)和其所管轄的杜爾伯特蒙古族自治縣境內(nèi)，構(gòu)造上位于松遼盆地北部中央坳陷區(qū)齊家-古龍凹陷北端，是長(zhǎng)垣西部第一次較大規(guī)模開(kāi)發(fā)扶余油層的油田[1-2]。該油田古708區(qū)塊按350m×170m矩形井網(wǎng)布井，2008年度投產(chǎn)油井90口，注水井25口。開(kāi)采層位扶余油層Ⅰ油組，地質(zhì)儲(chǔ)量270.25×104t，含油面積8.99km2，滲透率13.9×10-3μm2，孔隙度13.5%，完鉆井平均單井鉆遇砂巖厚度14.7m，鉆遇有效厚度3.8m。

2 古708區(qū)塊注水時(shí)機(jī)優(yōu)選

為了確定合理的注水方式，確定合理的注水時(shí)機(jī)和注采比，在古708區(qū)塊優(yōu)選注水外流量少、無(wú)斷層遮擋的4個(gè)井組，開(kāi)展了數(shù)值模擬研究。注水方案按超前、同步和滯后注水3套方案進(jìn)行對(duì)比優(yōu)選，其中超前注水方案中的注水時(shí)間分別是1、2、3、4個(gè)月，滯后注水方案中的注水時(shí)間分別為2、4、6個(gè)月。

首先對(duì)比分析超前注水和同步注水方案。該區(qū)塊不同注水方案統(tǒng)計(jì)表采收率結(jié)果如表1所示。從表1可以看出，古708區(qū)塊采用同步注水方案時(shí)，不同含水率所對(duì)應(yīng)的采收率高于超前注水方案的采收率。

表1 古708區(qū)塊不同注水方案采收率統(tǒng)計(jì)表

該區(qū)塊超前、同步注水方案的年遞減率預(yù)測(cè)曲線如圖1所示。從圖1可以看出，超前注水方案年遞減率高于同步注水方案的年遞減率，且在開(kāi)采初期超前注水的時(shí)間越長(zhǎng)，其年遞減率越高。另外，從注水井注水壓力變化狀況看，注水井的井底壓力初值基本都是20.5MPa，與同步注水方案相比，超前注水的時(shí)間越長(zhǎng)壓力上升幅度越大，最終超過(guò)油層破裂壓力[3-5]。因此，同步注水方案優(yōu)于超前注水方案。

對(duì)比分析滯后注水和同步注水方案。雖然同步注水方案的含水率略高于滯后注水方案的含水率(見(jiàn)圖2)，但同步注水階段采出程度明顯高于滯后注水(當(dāng)含水達(dá)到90%時(shí)，同步注水方案的采收率為21.87%，滯后2個(gè)月、4個(gè)月、6個(gè)月注水方案的采收率分別為21.84%、21.83%、21.81%)。因此，同步注水方案也優(yōu)于滯后注水方案。

綜上所述，認(rèn)為古708區(qū)塊采用同步注水的開(kāi)發(fā)方案較為合理。

圖1 古708區(qū)塊年遞減率預(yù)測(cè)曲線圖 圖2 古708區(qū)塊含水率與時(shí)間關(guān)系曲線圖

3 古708區(qū)塊注采比優(yōu)選

為優(yōu)選合理注采比，將初期注采比分為0.8、1、1.2、1.6、2.0、2.4、2.8、3.2進(jìn)行模擬優(yōu)選。

古708區(qū)塊含水率、采收率與時(shí)間關(guān)系曲線圖如圖3和圖4所示。從圖3和圖4可以看出，注采比越小，其含水率和采收率越低。注水井井底壓力與時(shí)間關(guān)系曲線圖和油井平均地層壓力與時(shí)間關(guān)系曲線圖分別如圖5和圖6所示。由圖5和圖6可知，注采比為0.8～1.6方案的井底壓力在油層破裂壓力允許范圍內(nèi)。由于注采比為1.2方案的含水率較低、采收率較高、井底壓力在油層破裂壓力允許范圍內(nèi)，認(rèn)為古708區(qū)塊采用注采比為1.2的開(kāi)發(fā)方案較為合理。

圖3 古708區(qū)塊含水率與時(shí)間關(guān)系曲線圖 圖4 古708區(qū)塊采收率與時(shí)間關(guān)系曲線圖

圖5 注水井井底壓力與時(shí)間關(guān)系曲線圖 圖6 油井平均地層壓力與時(shí)間關(guān)系曲線圖

4 方案實(shí)施效果

根據(jù)研究結(jié)果，在齊家北油田古708區(qū)塊實(shí)施注采比為1.2的同步注水方案。在2009年投注90口注水井，日配注1070m3，配注強(qiáng)度1.2 ～1.6m3/(m·d)，其中受效井達(dá)到21口，受效比例為23%，取得了較好的開(kāi)發(fā)效果。

5 結(jié)論和建議

5.1結(jié)論

1)齊家北油田古708區(qū)塊應(yīng)采用同步注水的開(kāi)發(fā)方案。

2)齊家北油田古708區(qū)塊采用注采比為1.2的開(kāi)發(fā)方案較為合理。

5.2建議

1)考慮該研究區(qū)采取整體壓裂方式投產(chǎn)，且砂體規(guī)模小，為有效延長(zhǎng)低含水采油期，在保證注采平衡的基礎(chǔ)上，應(yīng)盡量降低初期注采比，防止油井過(guò)早見(jiàn)水。

2)該研究區(qū)砂體類型以發(fā)育河道砂為主，水驅(qū)方向單一，為減緩注入水單向突進(jìn)，應(yīng)按砂體類型進(jìn)行配注，對(duì)水驅(qū)方向少的河道砂采取低強(qiáng)度注水的方式；對(duì)規(guī)模較大且注采完善的小片席狀砂采取高強(qiáng)度注水的方式。

[1]張玉林.大慶西部外圍特低滲透油田開(kāi)發(fā)技術(shù)研究[D].大慶：大慶石油學(xué)院，2002.

[2]李莉.大慶外圍油田注水開(kāi)發(fā)綜合調(diào)整技術(shù)研究[D].北京：中國(guó)科學(xué)院研究生院，2006.

[3]李結(jié)實(shí)，葛云鳳，張揚(yáng)凡,等.敖包塔油田合理注采比研究[J].大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2002,21(2):17-19.

[4]鄭俊德，姜洪福，馮效樹(shù).薩中地區(qū)合理注采比研究[J].油氣地質(zhì)與采收率，2001，8(2)：16-18.

[5]王乃舉.中國(guó)油藏開(kāi)發(fā)模式總論[M].北京：石油工業(yè)出版社,1999.

2012-10-26

陳曉艷(1983-)，女， 助理工程師，現(xiàn)主要從事油氣田開(kāi)發(fā)方面的研究工作。

TE357.6

A

1673-1409(2013)02-0093-03

[編輯] 李啟棟