李信智,孫玉花

(1.中國石化勝利石油工程有限公司 地質(zhì)錄井公司， 山東 東營 257064;2.中國石化勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院,山東 東營 257015)

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樁74塊特低滲油藏小井距開發(fā)效果及影響因素分析

李信智1,孫玉花2

(1.中國石化勝利石油工程有限公司 地質(zhì)錄井公司， 山東 東營 257064;2.中國石化勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院,山東 東營 257015)

特低滲油藏的注水開發(fā)一直是油藏開發(fā)的難點之一,以樁74塊Z74-S1井組(南)和Z74-10-2井組(北) 為例,總結(jié)兩個小井距試驗區(qū)開發(fā)效果存在的差異性,開展影響因素研究。研究發(fā)現(xiàn),原始含油飽和度和滲透率是影響不同小井距試驗區(qū)注水開發(fā)效果的主要地質(zhì)因素。另外，開發(fā)過程中的注水時機對于開發(fā)效果也有較大影響。該項工作對其他低滲透油藏的開發(fā)有一定的借鑒意義。

特低滲透油藏;小井距;開發(fā)效果;影響因素

特低滲透油藏由于滲透率低(滲透率小于10×10-3μm2),儲層的啟動壓力高,注水難度大。目前勝利油田的特低滲透油藏總共有97個區(qū)塊,探明地質(zhì)儲量1.6億噸,彈性開發(fā)和注水開發(fā)單元占到了98%。目前彈性開發(fā)單元的地質(zhì)儲量采出程度只有2.3%,而注水開發(fā)單元受注水難度大的影響,地質(zhì)儲量的采出程度也只有4%。針對該類油藏注水難的特點,縮小井距,加大井網(wǎng)密度[1],以達到較高的油層連通和水驅(qū)控制,得到較高的采收率[2-3]。筆者針對小井距注水開發(fā)技術(shù),分析兩個試驗區(qū)的開發(fā)效果和影響因素,為國內(nèi)外相同或相似油藏的開發(fā)提供借鑒。

1 地質(zhì)概況

五號樁油田位于沾化凹陷東北部斜坡帶的一個次一級構(gòu)造單元上,位于孤北隆起的東翼,它是在中生界區(qū)域構(gòu)造背景上發(fā)育起來的一個新生界斷陷湖盆,是一東斷西隆、北斷南超的箕狀洼陷[4-5]。

樁74塊位于五號樁油田中偏南部,是一套大型的濁積扇沉積砂體。含油層系為沙三下第二套油組(簡稱Ⅱ油),垂向上分為5個砂層組16個小層,油藏中深3 550 m,平均孔隙度15.1%,平均滲透率6.4×10-3μm2,具有油層厚度大、埋藏深、特低滲透等特點,屬難動用油藏[5]。

2 試驗區(qū)的儲層特征

Z74-S1井組位于樁74塊南部,主要開采5砂組,油藏中深3 610 m,平均有效厚度為18.8 m,平均孔隙度15.1%,平均滲透率7.1×10-3μm2,原始地層壓力49.09～58.41 MPa,壓力系數(shù)1.51,飽和壓力為15.75 MPa,油層溫度132～175 ℃,地面原油密度0.85 g/cm3,地面原油黏度6～47 mPa·s,屬于異常高溫高壓系統(tǒng)。

Z74-10-2井組位于樁74塊北部,主要開采2-3砂組,油藏中深3 510 m,平均有效厚度為14.4 m,平均孔隙度12.8%,平均滲透率4.4×10-3μm2,原始地層壓力35.54～35.86 MPa,壓力系數(shù)1.0,飽和壓力為15.75 MPa,油層溫度148～151 ℃,地面原油密度0.850 3～0.857 9 g/cm3,地面原油黏度14.6～20 mPa·s,屬于高溫常壓系統(tǒng)。

3 注水開發(fā)效果評價

3.1 試驗區(qū)的開發(fā)簡況

3.1.1 Z74-S1注水井組

Z74-S1井組于1986 年11月投入試采,1992年投入開發(fā)。1993年1月Z74-S1井轉(zhuǎn)注,開始小井距試驗,1993年8月Z74-S3井投入生產(chǎn),形成井距為200～260 m的五點法小井距試驗區(qū),油井4口,注水井1口,單井控制儲量9.0×104t。截止到2016年4月井區(qū)平均單井日產(chǎn)液量5.5 t,日產(chǎn)油量0.2 t,含水率91.8%,累積產(chǎn)油量16.9×104t,采出程度46.7%。

3.1.2 Z74-10-2注水井組

Z74-10-2井組從1995年7月投入試采,1996年7月Z74-12-6井開始注水,注采井距350～400 m,油井6口,注水井1口,注水壓力34 MPa,注不進于2001年1月關(guān)井。2002年6月采用注采井距160～260 m、排狀注水,主要動用2、3砂組,總井數(shù)19口,其中油井11口,水井8口,單井控制儲量5.7×104t。截止到2016年4月井區(qū)平均單井日產(chǎn)液量6.7 t,日產(chǎn)油量1.1 t,含水率83.1%,累積產(chǎn)油量12.9×104t,采出程度20.9%。

3.2 開發(fā)效果對比分析

3.2.1 注水均見效,南區(qū)油井產(chǎn)能高、穩(wěn)產(chǎn)期長

Z74-S1井組注水前平均日產(chǎn)液量19.8 t,平均日產(chǎn)油量16.9 t,小井距注水4個月后日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量整體升高。1993年8月隨著Z74-S3井的投產(chǎn),日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量達到峰值,分別為27.9、20.8 t。自1994年11月之后的5年基本保持穩(wěn)定,單井日產(chǎn)液量15 t左右,單井日產(chǎn)油量10 t左右。

Z74-10-2井組注水前平均日產(chǎn)液量7.2 t,平均日產(chǎn)油量3.2 t,小井距注水后日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量有所增加,日產(chǎn)液量為12.5 t,日產(chǎn)油量4.2 t,單井日產(chǎn)油量連續(xù)2.5 a穩(wěn)定在3 t左右。

3.2.2 含水率上升速度南慢北快

實施小井距注水后,Z74-S1井組油井綜合含水率變化緩慢,前3年含水上升率為0.56%,目前井區(qū)綜合含水率為91.8%;Z74-10-2井組油井含水率明顯上升,前3年含水上升率2.64%,目前井區(qū)綜合含水率為83.1%?？傮w上2個小井距試驗區(qū)的含水都有了增加,說明注水起到了一定的作用,但受儲層條件的差異性的影響,含水變化規(guī)律存在較大區(qū)別,表現(xiàn)為南慢北快的特點。

3.2.3 地層壓力有所恢復(fù),且保持穩(wěn)定

2個小井距試驗區(qū)注水開發(fā)之前,井區(qū)基本采用彈性能量開發(fā),地層壓力下降快,小井距注水開發(fā)后,地層壓力有所恢復(fù),并逐漸趨于穩(wěn)定。

Z74-10-2井組地層壓力由注水前的29 MPa升至34 MPa左右,之后由于注水量降低,地層壓力又開始下降,但下降幅度較注水前明顯減小。

3.2.4 注水量南區(qū)高于北區(qū)

Z74-S1井組初期注水量較高,在100 m3/d以上,之后緩慢下降,目前注水量穩(wěn)定在21.5 m3/d左右。前期注水量大主要受地層虧空的影響。

Z74-10-2井組初期注水量35 m3/d左右,目前注水量在10 m3/d 左右?？傮w上采用小井距注水加壓裂后,井組內(nèi)難注水的問題得到了很大改善。

3.2.5 北區(qū)啟動壓力幅度變化大

2個小井距試驗區(qū)注水井啟動壓力均升高,Z74-S1井組注水井注水15 a啟動壓力升高了15 MPa,而Z74-10-2井組注水井注水6 a后啟動壓力升高20 MPa。

通過分析,Z74-S1井組試驗前采出程度11.6%,含水率38.3%,目前采出程度46.7%,綜合含水率91.8%,小井距加壓裂注水開發(fā)效果明顯變好。

Z74-10-2井組試驗前采出程度10.7%,含水率57.6%,目前采出程度20.9%,綜合含水率83.1%,雖然較彈性開采開發(fā)效果有了一定程度的改善,但總體上屬于開發(fā)效果差的油藏。

4 影響因素

4.1 地質(zhì)因素

利用2個小井距試驗區(qū)參數(shù)建立概念模型,來定量描述各種地質(zhì)參數(shù)對開發(fā)效果的影響程度。Z74-S1和Z74-10-2小井距試驗區(qū)概念模型參數(shù)取實際參數(shù)(表1)。

表1 小井距概念模型基本參數(shù)

2個小井距試驗區(qū)分別采用表1給定的基本參數(shù),設(shè)定含水率均達到98%時,預(yù)測Z74-10-2井組的最終采收率22.1%,Z74-S1井組的最終采收率48.8%(圖1)。保持其他基本參數(shù)不變的情況下,調(diào)整Z74-10-2井組的某一個參數(shù)與Z74-S1井組的同一個參數(shù)相同,獲得最終采收率,使之與前面獲得的22.1%進行比較,來確定各個地質(zhì)參數(shù)對2個小井距試驗區(qū)開發(fā)效果的影響程度(圖2～4)。

圖1 基本參數(shù)狀態(tài)下含水率與采出程度關(guān)系曲線

圖2 相同滲透率條件下含水率與采出程度關(guān)系曲線

圖3 相同含油飽和度條件下含水率與采出程度關(guān)系曲線

預(yù)測結(jié)果顯示,其他參數(shù)保持不變,將Z74-10-2井組的滲透率調(diào)整到7.1×10-3μm2,則該井組最終采收率上升到28.0%,提高了5.9%(圖2);其他參數(shù)保持不變,將Z74-10-2井組的原始含油飽和度調(diào)整到54.7%,則該井組最終采收率上升到40.8%,提高了18.7%(圖3);其他參數(shù)保持不變,將Z74-10-2井組的壓力系數(shù)調(diào)整到1.5,則該井組最終采收率上升到23.8%,提高了1.7%(圖4)。以此類推,其他參數(shù)保持不變,將Z74-10-2井組的有效厚度、孔隙度等參數(shù)分別調(diào)整到18.8 m、15.1%時,該井組最終采收率上升幅度非常小。

圖4 相同壓力系數(shù)條件下含水率與采出程度關(guān)系曲線

4.2 注水時機

通過對比2個小井距試驗區(qū)不同注水時機條件下的最終采收率,評價注水時機對小井距開發(fā)效果的影響,2個試驗區(qū)不同注水時機下最終采收率曲線見圖5、6。

圖5 Z74-10-2試驗區(qū)不同注水時機下的最終采收率

圖6 Z74-S1試驗區(qū)不同注水時機下的最終采收率

預(yù)測結(jié)果表明,對于原始壓力系數(shù)在1.0的Z74-10-2井組,1.0倍靜水柱壓力即同步注水效果最好,而該井組實際在0.8倍靜水柱壓力時才開始注水,注水時機滯后,導(dǎo)致開發(fā)效果差;而對于原始壓力系數(shù)為1.5的Z74-S1井組,地層壓力下降到為1.0倍靜水柱壓力時開發(fā)效果最好,而該井組實際的注水時機也是在1.0倍靜水柱壓力時注水,所以開發(fā)效果較好。對比結(jié)果顯示,樁74塊小井距開發(fā)取地層壓力為1.0倍靜水柱壓力時為最佳注水時機。

5 結(jié)束語

樁74塊兩個試驗區(qū)進行的小井距注水開發(fā)取得了顯著效果,但是2個試驗區(qū)開發(fā)效果存在明顯差異性。通過2個小井距試驗區(qū)開發(fā)效果評價發(fā)現(xiàn),Z74-S1井組油井產(chǎn)能高、穩(wěn)產(chǎn)期長,含水上升速度慢,地層壓力有所恢復(fù)且保持穩(wěn)定,注水量高,經(jīng)總體評價,Z74-S1井組的小井距注水開發(fā)效果好于Z74-10-2井組的小井距注水開發(fā)效果。分析可知,影響小井距注水開發(fā)效果的主要地質(zhì)因素是原始含油飽和度,次要因素為滲透率。原始壓力系數(shù)、孔隙度等因素對小井距注水開發(fā)效果影響不大。此外,選擇合適的注水時機也可以提高小井距開發(fā)效果。采用小井距注水開發(fā)技術(shù),可以大大改善低滲、特低滲透油藏的開發(fā)效果,并解決部分低滲、特低滲透油藏彈性開采后的后續(xù)開發(fā)問題。

[1] 靳彥欣,趙麗,李培軍.小井距提高低滲透油藏采收率方案優(yōu)化研究-以勝利油田樁74-10-2井區(qū)為例[J].石油天然氣學(xué)報(江漢石油學(xué)院學(xué)報),2009,31(1):286- 288.

[2] 李道品,羅迪強.低滲透油田開發(fā)的特殊規(guī)律[J].斷塊油氣田, 1994,1(4):30-36.

[3] 李忠平,段永明.低孔低滲油藏合理井網(wǎng)密度確定方法[J].河南石油, 2001,15(4):19- 23.

[4] 焦巧平.湖底扇沉積微相及開發(fā)特征研究——以勝利油田五號樁油田樁74塊為例[J].內(nèi)蒙古石油化工,2011(12):120-123.

[5] 岳大力,吳勝和,林承焰,等.山東五號樁油田樁74塊剩余油分布規(guī)律及挖潛措施[J].現(xiàn)代地質(zhì),2005,19(3):441- 448.

[責(zé)任編輯] 王艷麗

2016-05-25

李信智(1977—),男,山東萊州人,中國石化勝利石油工程有限公司地質(zhì)錄井公司工程師,主要從事錄井項目管理研究。

10.3969/j.issn.1673-5935.2016.03.010

TE348

A

1673-5935(2016)03- 0028- 04