王　敏，段景杰，陳芳萍，李春霞

(陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安710075)

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鄂爾多斯盆地邊底水油藏開發(fā)方案效果評價(jià)
——以東仁溝延10油層組為例

王敏，段景杰，陳芳萍，李春霞

(陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安710075)

摘要：東仁溝油區(qū)延安組延10油藏為典型的構(gòu)造—巖性油藏，儲層物性好，邊底水發(fā)育，但是開發(fā)效果較差，有必要進(jìn)行注采結(jié)構(gòu)調(diào)整。通過各種理論和經(jīng)驗(yàn)公式確定了東仁溝油區(qū)延10油藏的合理注采井網(wǎng)為不規(guī)則反七點(diǎn)井網(wǎng)，根據(jù)儲量平面分布、儲量動用狀況、累計(jì)采油量、含水率分布進(jìn)行井網(wǎng)加密。合理井網(wǎng)密度為26口/km2，合理井距在208m左右，合理地層壓力保持水平為10.77MPa，最小合理流動壓力平均為5.04MPa，生產(chǎn)壓差為7.6MPa，注采比可保持在1.1∶1，合理注采井?dāng)?shù)比為1.85∶1，合理采油速度為1.12%，采液速度為4.40%。在此基礎(chǔ)上對該區(qū)開發(fā)方案進(jìn)行了調(diào)整，并進(jìn)行了20年開發(fā)期限的效果評價(jià)，預(yù)測結(jié)果顯示，20年后單井日產(chǎn)油、累計(jì)產(chǎn)油量、采出程度均比方案調(diào)整前明顯提高。

關(guān)鍵詞：東仁溝油區(qū)；延10油層組；開發(fā)方案；效果評價(jià)

1 區(qū)域地質(zhì)特征

東仁溝油區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部(圖1)，構(gòu)造特征整體表現(xiàn)為東高西低的單斜，局部發(fā)育低幅度隆起，形成了良好的構(gòu)造—巖性圈閉。東仁溝油區(qū)延10油層組主要以河流相沉積為主，砂巖的平面展布主要受沉積相帶的控制，總體上呈北東—南西方向展布[1-5]。東仁溝延10油層組自上而下可劃分為延101和延102兩個(gè)亞油組，其中延101孔隙度最大為15.92%，最小為8.12%，平均為12.36%，延102孔隙度最大為15.03%，最小為8.09，平均為12.17%，延10儲層孔隙度、滲透率、含油飽和度、泥質(zhì)含量的分布與砂體的展布具有很好的相關(guān)性?？紫抖取B透率、飽和度、泥質(zhì)含量等參數(shù)影響著儲層的性質(zhì)。

延101發(fā)育構(gòu)造—巖性油藏，存在邊水；延102發(fā)育底水油藏，含水面積大，但延101與延102間隔層發(fā)育良好，延102的底水不影響延101的油藏。

2 開發(fā)現(xiàn)狀

東仁溝延10油層組的平均油層厚度為11.1m，地質(zhì)儲量為277.19×104t，含油面積為4.76km2，平均儲量豐度是56.53×104t/km2。截至2011年6月，累計(jì)投產(chǎn)油井53口，累計(jì)產(chǎn)油58.07×104t，累計(jì)產(chǎn)水59.98×104m3，采出程度為20.95%，目前東仁溝延10油層組日產(chǎn)油70.7t，日產(chǎn)液213.63t，綜合含水率為75%，平均單井日產(chǎn)油1.76t，平均單井日產(chǎn)液7.11t。

延10油層開發(fā)始于1999年，可劃分為兩個(gè)階段：

(1)第一階段(1999年10月—2001年11月)，上產(chǎn)階段。該階段由最初5口油井提升到44口，月產(chǎn)油量持續(xù)上升，從初始的1934t上升到9725t，為開發(fā)布井階段。

(2)第二階段(2001年12月—目前)，局部調(diào)整階段。新井投入速度減慢，月產(chǎn)油量開始遞減，遞減至2121t左右。

綜合分析認(rèn)為，該區(qū)儲層物性較好，但開發(fā)效果較差，目前難以維系穩(wěn)產(chǎn)，有必要進(jìn)行注采結(jié)構(gòu)調(diào)整，改善開發(fā)效果。

3 東仁溝油區(qū)開發(fā)對策

3.1 開發(fā)技術(shù)指標(biāo)分析

3.1.1 合理井網(wǎng)密度及合理井距分析

為了使東仁溝延10油層組有較高的經(jīng)濟(jì)效益，必須選擇合理井網(wǎng)密度。合理井網(wǎng)密度是在現(xiàn)有開發(fā)條件下，達(dá)到儲量損失最小、開發(fā)速度較高、穩(wěn)產(chǎn)期較長和經(jīng)濟(jì)上允許的最高采收率時(shí)的井網(wǎng)密度。其“合理”是相對某一特定條件而言，當(dāng)條件改變時(shí)，有可能失去原有的平衡而成為“不合理”。因此，在不同條件、不同時(shí)期，合理井網(wǎng)密度有不同的數(shù)值。而影響井網(wǎng)密度的主要因素有儲層物性、流體流度及儲量豐度等[6-8]。本次研究主要采用采油速度分析法、注水能力分析法和謝爾卡喬夫分析法來測算合理井網(wǎng)密度和井距(表1)。

表1　東仁溝延10油層組合理井網(wǎng)密度和井距測算表

綜合表1各種方法計(jì)算結(jié)果，取接近平均值的謝爾卡喬夫分析法的計(jì)算結(jié)果，東仁溝延10油層組合理井網(wǎng)密度為 26口/km2，合理井距在208m左右，目前東仁溝延10油層組井網(wǎng)密度為10.11口/km2，平均井距為314.5m，說明井網(wǎng)密度沒有達(dá)到合理值，有一定加密的空間，需要注水調(diào)整。

3.1.2 合理地層壓力保持水平研究

合理的地層壓力水平不僅可以取得較高的采收率，而且可降低注水開發(fā)的難度。地層壓力過高，則要求注入壓力高且注水設(shè)備具有高的承壓能力，使注水工藝變得復(fù)雜；地層壓力過低則油層內(nèi)原油易大量脫氣，出現(xiàn)三相流動，使地層原油的流動性變差，油藏天然能量損失大，不能形成足夠的驅(qū)油壓差，不利于提液和保證產(chǎn)液量，影響油田的采液速度和最終采收率。合理地層壓力保持水平的研究方法主要有靜水柱壓力法、原油黏度法和物質(zhì)平衡法3種方法[9]，這3種方法的計(jì)算結(jié)果見表2。綜合這3種方法研究結(jié)果，東仁溝延10油層組的合理地層壓力保持水平取值為10.77MPa。

表2　東仁溝延10油層組合理地層壓力保持水平表

3.1.3 油井合理流動壓力界限研究

井底附近地層壓力大于飽和壓力時(shí)，隨著井底流動壓力的降低，油井產(chǎn)量隨之增加；當(dāng)井底附近地層壓力低于飽和壓力時(shí)，井底附近油層中原油脫氣使油相滲透率降低，隨著流動壓力的降低，產(chǎn)量增長速度減慢。礦場系統(tǒng)試井資料表明：當(dāng)流動壓力降低到一定界限后，再降低流動壓力，油井產(chǎn)量不但不再增加，而且還會減少。這一流動壓力值作為油井合理流動壓力的下限，稱為油井的最低允許流動壓力。井底壓力低于該值后，原油脫氣嚴(yán)重，嚴(yán)重影響油井生產(chǎn)能力的正常發(fā)揮[10]。

對于抽油機(jī)井，流動壓力是指泵壓加上泵口至油層中部深度的液柱壓力。要確定抽油機(jī)井的合理流壓，首先要確定合理泵口壓力界限，因?yàn)楸每趬毫σ唤?jīng)確定，在一定泵深、一定含水率條件下，泵口到油層中部深度的壓力就是定值，即確定了油井合理流動壓力。為了保證較高的產(chǎn)液量，必須保持較大的生產(chǎn)壓差，流動壓力在允許的范圍內(nèi)應(yīng)盡可能降低。一般來說，流動壓力不低于飽和壓力的1/3為宜。

根據(jù)泵效與泵口壓力關(guān)系的計(jì)算公式，計(jì)算出當(dāng)含水率大于70%時(shí)的最小合理流動壓力為1.04～8.98MPa，平均為5.04MPa。

3.1.4 合理生產(chǎn)壓差

低滲透油田油井采油指數(shù)較小，尤其當(dāng)油井見水后，其采液指數(shù)還會大幅度下降，產(chǎn)液量大幅度下降。要保持一定的產(chǎn)能，必須擴(kuò)大生產(chǎn)壓差，需要從兩方面同時(shí)采取措施：一是恢復(fù)和保持較高的地層壓力；二是降低流動壓力；兩方面措施目前均難度較大[11-13]。

試油結(jié)果和經(jīng)驗(yàn)公式表明，為保持低滲透油藏油井持續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)，油井的采油指數(shù)應(yīng)為試油井的1/4左右，結(jié)合目前生產(chǎn)狀況，計(jì)算出本區(qū)延10油層組合理生產(chǎn)壓差在7.6MPa左右(表3)。

表3　東仁溝延10油層組合理生產(chǎn)壓差計(jì)算結(jié)果表

3.1.5 合理注采比和注采井?dāng)?shù)比

油田注采比是水驅(qū)油藏注入水的地下體積與采出流體的地下體積之比，是油田年度配產(chǎn)配注的一項(xiàng)重要指標(biāo)。合理注采比應(yīng)隨產(chǎn)液量變化而變化，滿足地層壓力恢復(fù)和保持合理水平的需要。理論上注采比保持在1左右便可保持地層壓力穩(wěn)定。油藏合理注采比可通過物質(zhì)平衡方程法確定(表4)。

表4　不同含水率條件下合理注采比情況表

由于前期地層壓降較大，需要進(jìn)行壓力恢復(fù)，階段注采比應(yīng)高于理論計(jì)算值。但注采比過高可能導(dǎo)致注水突進(jìn)，使油井含水率上升過快，降低注水利用率，影響開發(fā)效果。動態(tài)分析表明，東仁溝延10油層組階段注采比可保持在1.1∶1。

東仁溝延10油層組油井總數(shù)為44口，開井?dāng)?shù)為44口，注水井為9口，油水井?dāng)?shù)比為4.89∶1；當(dāng)前含水率條件下實(shí)際油水井?dāng)?shù)比遠(yuǎn)大于合理值，有必要進(jìn)行注采結(jié)構(gòu)調(diào)整，增加注水井點(diǎn)，實(shí)現(xiàn)多井點(diǎn)低強(qiáng)度注水，使油井多向受效，提高水驅(qū)波及面積及儲量動用程度。

合理注采井?dāng)?shù)比是指油藏開發(fā)總井?dāng)?shù)固定時(shí)，壓力系統(tǒng)在合理界限之內(nèi)、一定的注采壓差條件下，可獲得最高穩(wěn)定產(chǎn)液量，充分發(fā)揮油水井生產(chǎn)能力的油水井?dāng)?shù)比。隨著含水率的上升，產(chǎn)液能力和吸水能力按照油藏本身特有的規(guī)律發(fā)生變化，合理的注采井?dāng)?shù)比需隨之調(diào)整。

根據(jù)合理注采比研究，東仁溝延10油層組注水井網(wǎng)不完善，注水量不足，造成地下虧空嚴(yán)重。為恢復(fù)地層能量，逐步達(dá)到合理的地層壓力，注采比應(yīng)高于理論預(yù)測值。在綜合含水率為75%之后，注采比應(yīng)逐步提高為1.1∶1以上。目前階段注采比取1.1∶1，計(jì)算合理注采井?dāng)?shù)比為1.85∶1。

3.1.6 合理采油速度測算

東仁溝延10油層組儲層有效滲透率為25mD，地層流動系數(shù)為85.88 mD·m /(MPa·s)，油層厚度為11.1m， 合理采油速度取1.12%，采液速度為4.40%。

3.2 開發(fā)方案調(diào)整

本次調(diào)整注采開發(fā)方案不進(jìn)行井網(wǎng)加密，只利用現(xiàn)有老的部署井，考慮補(bǔ)充地層能量，完善注采井網(wǎng)，改善開發(fā)效果。將部分老油井轉(zhuǎn)為注水井，考慮包括停采井、停注井的綜合利用，進(jìn)行合理配產(chǎn)配注，形成注采結(jié)構(gòu)調(diào)整方案。

根據(jù)技術(shù)政策調(diào)整方案，東仁溝延10油層組自2011年7月開始預(yù)測生產(chǎn)。 調(diào)整后共有油井50口，其中老井利用40口，上返井10口；注水井共有15口，其中老注水井9口，過路注水井1口，老油井轉(zhuǎn)注5口。調(diào)整后油、水井?dāng)?shù)比為3.33∶1，注采比調(diào)整為1.1∶1，同時(shí)調(diào)整生產(chǎn)壓差、采油速度至合理范圍。在上述注采結(jié)構(gòu)調(diào)整方案的基礎(chǔ)上，根據(jù)儲量平面分布、儲量動用狀況、累計(jì)采油量、含水率分布進(jìn)行井網(wǎng)加密，并結(jié)合技術(shù)政策論證合理油水井?dāng)?shù)比。井網(wǎng)注采結(jié)構(gòu)基本調(diào)整為不規(guī)則反七點(diǎn)法注采井網(wǎng)(圖2)。

方案調(diào)整后油井平均單井控制地質(zhì)儲量為5.54×104t，平均單井控制可采儲量為1.88×104t，平均單井控制剩余地質(zhì)儲量為3.66×104t，各項(xiàng)指標(biāo)均高于經(jīng)濟(jì)極限值?？紤]剩余油飽和度及剩余油潛力分布，日配產(chǎn)液400m3，平均單井日產(chǎn)液7.5m3，日配注水330m3，平均單井日注水22m3；采液速度為4.06%，初期采油速度為1.01%。

4 預(yù)測效果評價(jià)

目前井網(wǎng)注水井相對較少，外來能量補(bǔ)充不足，地下虧空嚴(yán)重，地層壓力下降大，預(yù)測到2021年底，平均地層壓力為1.4MPa，油井生產(chǎn)驅(qū)動壓力較小，產(chǎn)液量低；到2031年底，東仁溝油區(qū)延10油層組日產(chǎn)液1.6m3，平均單井日產(chǎn)油只有0.04t，采液速度只有1.017%，采油速度為0.0254%，采出程度為26.5%。

按照注水開發(fā)方式，對新調(diào)整方案進(jìn)行20年開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(表5)。2011年7月建立注采系統(tǒng)，單井平均日產(chǎn)油2t。參考類似油田注水開發(fā)遞減規(guī)律，20年后單井日產(chǎn)油0.34t，累計(jì)產(chǎn)油92.21×104t，采出程度達(dá)到33.29%，比方案調(diào)整前明顯提高(圖3)。

表5　東仁溝延10油層組方案調(diào)整后開發(fā)指標(biāo)預(yù)測表

注：油井50口，注水井15口，單井日注水22m3。

5 結(jié)束語

(1)東仁溝油區(qū)延安組延10油層組發(fā)育構(gòu)造—巖性油藏，儲層物性較好，但開發(fā)效果較差，必須進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整。

(2)東仁溝延10油層組合理井網(wǎng)為不規(guī)則反七點(diǎn)法井網(wǎng)，合理井網(wǎng)密度為26口/km2，合理井距在208m左右，合理地層壓力保持水平為10.77MPa，最小合理流動壓力平均為5.04MPa，生產(chǎn)壓差為7.6MPa，注采比可保持在1.1∶1，合理注采井?dāng)?shù)比為1.85∶1，合理采油速度為1.12%，采液速度為4.40%；在此基礎(chǔ)上對該區(qū)開發(fā)方案進(jìn)行了調(diào)整。

(3)東仁溝油區(qū)開發(fā)方案調(diào)整后，對20年后的開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行了預(yù)測，其采出程度、單井日產(chǎn)油均明顯高于原方案。

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Effect Evaluation of Edge-bottom Water Reservoir in Ordos Basin——A Case Study of Yan 10 Play in Dongrengou Oilfield

Wang Min, Duan Jingjie, Chen Fangping, Li Chunxia

(ResearchInstituteofShaanxiYanchangOil(Group)Co.,Ltd.,Xi’an,Shaanxi710075,China)

Abstract:Yan 10 reservoir of Yan’an Formation in Dongrengou Oilfield is a structural-lithologic reservoir of good physical property and edge-bottom water development. But the development effect is poorer, so it is necessary to carry out injection-production structural adjustment. Through a variety of theoretical and empirical formula, it was determined that the reasonable injection-production well pattern of Yan 10 in Dongrengou Oilfield is anti-seven point, and plane distribution of reserves, reserves producing degree, cumulative oil production and water content distribution were employed to infill well pattern. Reasonable well spacing density is 26 per square kilometer, reasonable well spacing is 208 m or so, reasonable formation pressure is 10.77 MPa, rational flow of minimum average pressure is 5.04 MPa, production pressure differential is 7.6 MPa, injection-production ratio remains at 1.1∶1, reasonable injection-production well ratio is 1.85∶1, reasonable oil recovery rate is 1.12%, and liquid production rate is 4.40%. On this basis, we adjusted the development plan of this area, and evaluated the effect of the 20 year development period. Prediction results showed that the output of the single well, the cumulative oil production and the recovery degree 20 years later would be significantly improved by the scheme.

Key words:Dongrengou Oilfield; Yan 10; development plan; effect evaluation

第一作者簡介：王敏(1982年生)，女，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)類工作。郵箱：598319000@qq.com。

中圖分類號：TE323

文獻(xiàn)標(biāo)識碼:A