华庆油田白153区低渗透长6油藏井网适应性研究

2013-08-20梅蓉西安石油大学石油工程学院陕西西安710065

石油天然气学报 2013年2期

梅蓉（西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065）

高春宁，雷启鸿，刘丽丽

王刚（西安石油大学油气资源学院，陕西西安710065）

1 油藏地质开发概况

华庆油田白153区所处的区域构造单元属鄂尔多斯沉积盆地陕北斜坡南部，三叠系延长组长6油层构造比较简单，总体为一平缓的西倾单斜，倾角不足1°，在单斜背景上由于差异压实作用，在局部形成起伏较小、轴向近东西（EW）或北东（NE）向（隆起幅度10～30m）的鼻状隆起。油藏分布主要受浊积水道控制，砂体厚度大，圈闭成因与砂岩的侧向尖灭及岩性致密遮挡有关，是受岩性与构造双重控制的岩性油藏。裂缝相对比较发育，主要在粉砂岩和泥质粉砂岩中发育，基本为NE方向，以高角度、扭性裂缝为主，裂缝主向为NE70°～NE80°，且大多未充填。

白153区长6油藏埋深1520～2290m，油层厚度达到15～30m，平均厚度近19.7m，分布稳定，油层组储层物性差，孔隙度一般在8%～15%，平均11.52%，渗透率集中在0.1～1.0mD之间，平均0.40mD，总体上属于低孔隙度、超低渗透率储层。油藏含油面积22.5km2，地质储量1597.67×104t，采用480m×130m井网布井，菱形反九点法面积注水，超前注水方式进行开发。该区2008年投入开发，2009年开始大规模投产，截止到2012年4月，白153区长6油藏油井开井总数270口，日产液水平545.47m3，日产油水平288.69t，单井产能1.12t/d，综合含水33.93%，平均动液面1346.87m，采油速度0.65%，采出程度2%；注水井开井总数88口，日注水平2374.69m3，单井日注27.94m3，有效月注采比2.9，累计产油32.01×104t，累计注水203.28×104m3。

2 开发中存在的主要问题

2.1 注水开发中暴露出的问题

1）单井产能低白153区设计单井产能2.4t/d，从已投产情况看，2012年4月单井产能仅为1.12t/d，北部、东南部局部2.0t/d以上，中部、南部大部分在1.0t/d以下。

2）注水强度大，但地层压力保持水平低白153区采用超前注水方式开发，超前注水时间120～180d，2012年4月注水强度1.42m3/（d·m），平均单井注水量28m3。白153区长6油藏，从投产后压力持续下降，直至2010年后主向井压力有所回升，但始终低于原始地层压力。当压力保持水平小于110%时，线采油指数呈上升趋势；在105%～110%之间时，线采油指数达到最大值，并且产量稳定；当压力保持水平大于110%时，线采油指数就开始下降。2012年4月研究区压力保持水平却低于90%，这就是大部分油井见效缓慢的主要原因。

3）水驱效果不明显在注采比一定的情况下，随着含水率的上升，存水率较高，而且保持比较稳定。说明目前注入的水主要是起保持地层压力的作用，几乎没有起到驱油的效果。

4）注入水利用率低白153区注采比在3.0左右，水驱指数在3.6左右，按2012年4月的累计注水量（203.28×104m3）来计算，当注入体积倍数达到4.8时，其采出程度仅为5%左右，说明注入水注得多采出少，注入水利用率低，没有形成有效驱替。

2.2 注水开发效果不理想的原因

注水开发效果不理想的原因是：①白153区裂缝较发育，部分注入水沿裂缝窜进，使注水效率降低。井区注水井88口，有18口存在裂缝吸水特征，位于注水井裂缝延伸方向的油井容易发生暴性水淹。截至2012年4月区块有25口油井出现裂缝性水淹，日产液126.2m3，日产油2.8t，含水95.8%。这18口注水井中50%以上的注水量为低效或无效注水。②白153区多层系合注井多，分层注水效率低，降低了有效注水量。2012年4月井区多层系合注井占77.1%，合注井注水层数多、厚度大，层间矛盾大，注水时造成吸水不均匀，形成无效注水，造成注水开发效果不理想。

3 注采井网适应性分析

3.1 井网形式及注水方式适应性分析

裂缝具有双重作用：有利的是原油可以通过裂缝系统较快地流到井底，增加油层的出油能力和吸水能力，提高油井产量；不利的是注入水也可以沿裂缝系统高速推进，使油井很快见水和水淹，使单井产能降低，破坏储层，加剧平面及注采剖面的矛盾，影响水驱油效果。岩心观察发现华庆油田长6储层中存在天然微裂缝[1]。据华庆油田最大主应力测试结果，华庆油田长6储层的最大主应力方向为NE73°～NE79°。结合盆地地应力分布规律及其他油田地应力测试结果，综合考虑后认为华庆油田长6储层最大主应力方位为NE75°左右，故白153区长6油藏井网井排方向与最大主应力方向平行，即NE75°。

同类油藏开发经验表明，注水井排方向平行于裂缝方向，使注入水沿着垂直裂缝的走向向采油井方向驱油，才能最大限度地提高波及体积。考虑到菱形反九点注采井网注采井数比小，初期保持了较多的采油井，便于提高采油速度；同时拉大了裂缝方向的井距，缩小了侧向排距，延缓了裂缝方向采油井的水淹，有利于注入水均匀推进[2]。白153区主要采用菱形反九点井网[3]进行生产，且宜于后期调整。

3.2 裂缝与井网适配性分析

1）通过对白153区水淹和高含水井研究同时发现，初期所认识的裂缝NE75°方向并非水流突进的主方向，而NE45°方向则集中了水淹和高含水井的绝大部分。在含水率上升较快、含水率超过80%以上的油井中：NE45°方向油井占64.3%，NE75°方向油井占16.7%，NW285°方向油井占19%。NE45°方向油井见效快，见水快，水淹快，含水稳定期短，是地层裂缝的主裂缝方向。NE75°方向、NW285°方向为水线推进的次要方向。

2）从2012年4月生产数据来看，主向井与侧向井试油、投产产量相当，含水差异大（主向井含水37.01%，侧向井含水15.8%），反映裂缝与井网不适配[4]，需要对局部水淹井进行堵水及控制注水，对裂缝贯通井进行局部注采井网的调整[5]（表1）。

表1 白153区主侧向井试油投产数据统计表

3.3 水驱控制及动用程度分析

水驱储量控制程度是指在现有井网条件下同注水井连通的采油井射开有效厚度与采油井射开总有效厚度之比值。白153区目前水驱控制程度89.4%，有进一步提升的空间。水驱动用程度43.35%，吸水剖面测试67口，占总井数76.1%；47口注水井（占测试井的70.1%）吸水剖面不均匀，吸水状况有待改善。

3.4 地层能量保持水平分析

白153区长6油藏为岩性油藏，原始溶解气油比较高（115.7m3/t），且原始地层压力为16.73MPa，压力因数为0.65，属特低渗低压油藏，原始驱动能力较弱。该区整体上地层压力保持水平低，在平面上分布差异大，2012年4月平均地层压力13.84MPa，流压8.9MPa，生产压差4.85MPa，地层压力保持水平82.7%。虽然白153区在前几年的开发中实施超前注水，但由于注水系统压力低的影响，近似于滞后注水，对储层伤害较大，造成压力保持水平偏低。同时在井区边部和注水井网不完善区域，地层压力保持水平同样偏低，造成产油量低，产液量下降迅速。

3.5 油井见效见水分析

1）见效分析统计白153区投产时间大于6个月的井270口，见效井126口，见效程度46.6%，见效周期4～6个月，平均5个月。主侧向见效井数之比为1∶1.4，见效不均匀。其中北部受效方向多，受效较均匀；南部受效方向少甚至不受效，主要注采对应方向为短角井方向，其次为边井方向注采对应关系，长角井方向几乎不受注水影响。

2）见水分析白153区主向油井见水方向为NE75°左右，与裂缝发育方向基本一致。截至2012年4月，白153区含水大于20%的井67口，占油井总数的24.8%，主侧向井数之比为1∶1.68；白153区含水大于80%的井42口，占油井总数的15.6%，主向井7口，侧向井35口。水淹井中角井7口，将角井转注，即将菱形反九点注水系统转为五点注水系统，能提高注水开发效果。2012年4月，白153区沿裂缝带上已有25口油井出现暴性水淹。对于裂缝带上的高含水井，实施线状注水，能有效改善开发效果。

3.6 采油速度及采收率分析

随着开采井数的增加，白153区采油速度不断增大，2010年采油速度达到最大。通过计算，得到白153区目前的采油速度为0.65%。根据水驱特征曲线法、产量递减法、童式曲线法、陈元千经验公式法等4种方法[6，7]对采收率进行预测的结果，白153区采收率为14.7%，未达到标定采收率18.8%。

3.7 井网密度分析

科学合理的井网密度[8]既要使井网对储层的控制程度尽可能大，要能建立有效的驱替压力系统，要使单井控制可采储量高于经济极限值，又要满足油田的合理采油速度、采收率及经济效益等指标，为此，采用谢尔卡乔夫公式法[8]、合理采油速度法[8]、注采平衡法[8]、单井产能法[8]这4种方法进行分析，以保证其合理性。

1）谢尔卡乔夫公式法

谢尔卡乔夫公式如下：

式中：ηr为最终采收率，1；ηd为驱油效率，1；a为与储层及流体特性有关的经验系数，1；f为井网密度，口/km2。

2）合理采油速度法

根据地质和流体物性，计算在一定的生产压差下，满足合理采油速度要求所需的油井数和总井数，从而计算出所需的井网密度：

式中：N 为地质储量，104t；vo为采油速度；Kh/μ为流动系数，mD·m/（mPa·s）；Δp为生产压差，MPa；Rot为采油井数与总井数的比值，1；t为生产时间，d；A为含油面积，km2；Cc为与油井完善程度、注采井网有关的计算系数（面积注水井网井深＜2000m时，Cc＝0.025；当井深≥2000m时，Cc＝0.05；对于行列注水井网，Cc＝0.025）。

3）注采平衡法

从注水井角度考虑，计算满足达到注采平衡的采油速度和规定的含水条件下的井网密度：

式中：Bo为原油体积因数，1；Rip为注采比，1；qwi为平均单井注水量，m3/d；Rwt为注水井数与总井数的比值，1；fw为含水率，1；ρo为地面原油密度，g/cm3。

4）单井产能法

根据给定的单井产能，计算合理的井网密度：

式中：qo为给定单井产能，t/（口·d）；ηc为油井综合利用率，1。

华庆油田白153区长6油层井深按2130m计算，平均钻井与地面成本为284万元/口（包括投产作业、压裂等），投资贷款利率为7.56%，采收率17.5%，原油价格1931.28元/t，得到经济极限井网密度为25口/km2。通过4种方法对白153区菱形反九点井网合理井网密度进行计算，统计结果见表2。

表2 4种方法计算出的合理井网密度汇总表

4 注采井网措施调整建议

分别从井网水驱储量控制和动用程度、人工裂缝与井网适配性、压力保持水平、水驱波及状况、见效见水程度、采油速度、采收率、井网密度等方面对井网进行适应性评价[9～11]。结果表明白153区菱形反九点井网适应性差，井网与目前实际生产开发已不相适应。分析造成白153区井网适应性差的原因如下：①注采井距偏大，不能建立有效的压力驱动系统，使得油井不能很好地受到注入水的驱替。②合注井吸水不均严重，有效注采对应差。③注入水利用率低，注入多采出少，没有形成有效驱替。

从以下几个方面来改善白153区注采井网适应性，提高单井产能[12～14]：

1）井网局部调整。对高含水井分析认为，研究区油井水淹主要受2种因素控制，即裂缝发育和注采对应关系不完善。可建立3种转注形式：①转注注采对应关系不完善油井；②沿裂缝转注形成线性注水；③菱形反九点井网油井转注。

2）井网加密调整。将注水井排上的高含水油井转注，形成线性注水以后，再在油水井对角线打加密井，转为2排注水井夹3排油井的行列注水井网；根据裂缝位置距离注水井排距离的不同，也可进行变排距加密井网调整（图1）。

图1 菱形反九点井网加密调整

5 结论与建议

1）白153区长6油藏油井产油产液能力低，油水井数比高，注入水利用率低，水驱效果不好，局部发生暴性水淹。井网已不能适应油藏合理高效开发的要求，有井网注采结构调整的必要。

2）白153区井网不适应是其开发效果差的根本原因。通过注采井网措施调整来改善井网适应性，提高单井产能：①井网加密，缩小井距，能建立起有效的压力系统。②采取沿裂缝线状注水的注水方式，可以提高水驱控制程度，改善压力分布状况，提高采收率。③对菱形反九点井网中水淹油井进行转注，即将菱形反九点井网转化为矩形五点井网，有利于提高单井产量和保持地层能量。

3）白153区的合理井网密度为20口/km2，而实际井网密度是16口/km2，小于合理井网密度，可考虑通过钻加密井建立有效压力驱替。

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