黄3长8油藏初期开发技术政策适应性评价

2016-04-28陆雪皎董宪鹏刘宇曦中国石油长庆油田分公司第五采油厂陕西西安710200

石油化工应用 2016年3期

肖　波，陆雪皎，董宪鹏，林　鑫，范　志，刘宇曦（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安　710200）

黄3长8油藏初期开发技术政策适应性评价

肖波，陆雪皎，董宪鹏，林鑫，范志，刘宇曦
（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710200）

摘要：黄3长8油藏作为姬塬油田的主力开发油藏，自投产后存在水驱动用程度低、压力保持水平低、局部裂缝发育等问题。针对初期开发特征和开发矛盾，本文通过动态分析法、理论计算法和矿场实验法对黄3长8油藏进行了初期注水政策和储层改造评价，确定了合理的注水强度、井底流压和储层改造方式，为下步稳产高效开发奠定了基础。

关键词：低孔低渗；开发特征；注水强度；合理流压；储层改造方式

黄3长8油藏位于陕西省定边县冯地坑乡境内，隶属低渗透油田。该区块油藏平均孔隙度7.81 %，渗透率0.35 mD，储层物性差，平面非均质性强。目前该区块开发矛盾突出：（1）受层间非均质性影响，吸水剖面矛盾突出，水驱动用程度低；（2）储层物性分布不均导致局部区域压力保持水平低、存在高压低产井；（3）局部裂缝发育，见水井治理难度大。为挖掘该区块开发潜力保持稳产，针对黄3长8油藏初期开发特征，从注水技术、储层改造等方面对该区块开发技术政策进行适应性评价研究[1-3]。

1　油田概况

1.1地质特征

黄3长8油藏主要有大小不同的七条河道控制其沉积分布特征，发育了一套曲流河三角洲平原和前缘沉积亚相，平原亚相与前缘亚相的界线定在黄36～黄39～池36～池41～元172连线一带。通过精细储层对比，发现局部地区构造落差较大，推测存在断层，目前通过地震剖面、水驱前缘测试已得到验证。

1.2储层特征

黄3长8油藏储层中部、东南部物性较好，油层相对较厚，稳定性好；西北部物性相对较差。通过对9口井进行样品分析，得到：黄3长8油藏平均孔隙度7.81 %，渗透率0.35 mD，物性相对较差，是典型的低孔低渗透油藏。

2　初期开发特征

黄3长8油藏截止2015年12月油井开井数427口，日产液1 411 m3，日产油615 t，单井产能1.4 t，综合含水56.4 %；水井开井数135口，单井日注21 m3，累积注采比1.57。

2.1压力特征

目前黄3长8油藏平均地层压力14.82 MPa，压力保持水平70.9 %，压力保持水平整体较低，局部存在高压区，油藏中部储层物性较好区、西北部微裂缝发育区等压力保持水平较高；断层区注采井网不完善以及东南部区域压力保持水平较低。在一个注采井网中，裂缝主向井整体压力保持水平较高（91.9 %），侧向井因见效程度低表现为能量不足、压力保持水平低（58.5 %）。

2.2见效特征

截止2015年12月，黄3长8油藏28个井组共46口油井见效，平均见效周期3～7个月。其中见效角井18口，边井28口，角边井见效比例1:1.56；见效见水共11口，见效产量平稳共28口，见效产量上升共7口，油井见效较为明显（见表1）。

表1　黄3长8油藏注水见效分类统计表

2.3油层吸水特征

黄3长8油藏注水井吸水基本均匀，单层注水井63口，吸水均匀井61口，占比例97.0 %；多层分注井27口，吸水均匀井13口，占比例48.0 %。但受层间非均质性和储层物性影响，部分井层间吸水不均（见表2）。

表2　黄3长8油藏吸水状况分类统计表

3　注水技术政策评价及研究

3.1合理注水强度研究

针对黄3长8油藏初期开发特征，制定5个不同的注水开发方案，根据理论计算，得到不同注水开发方案下的压力变化曲线和水线推进距离（见图1、图2），由图可知：在累计注入量相同的条件下，注水强度越大，水线推进距离越短，有效波及范围越小，压力剖面越陡峭；而小水量、长周期的温和注水技术，有利于压力均匀分布。

图1　黄3长8油藏不同注水方案压力随注水时间变化曲线

图2　黄3长8油藏不同注水方案水线推进示意图

通过黄3长8油藏矿场实验研究，得到该区块综合含水与注水强度的关系曲线，由曲线可知：黄3区块的注水强度为1.8 m3/d/m时含水保持较低水平（见图3）。

3.2合理流压研究

低渗透油藏油井采油指数小，为了保持一定的油井产量，需降低流动压力，加大生产压差；但对于饱和压力较高的油藏，如果流动压力低于饱和压力太多，会引起油井脱气半径扩大，使液体在油层和井筒中流动条件变差，对油井的正常生产造成不利影响[4，5]。

3.2.1经验分析法根据同类油藏开发经验，当流动压力为原始饱和压力的2/3时，采油指数最高，最小流动压力为饱和压力的1/2左右。黄3区长8油藏饱和压力为8.64 MPa，由此计算长8油藏生产井合理流压为5.76 MPa，最小流压为4.32 MPa。

3.2.2理论计算法根据油层深度、泵型、泵深以及不同含水率条件下保证泵效所要求的泵口压力，可以计算最小合理流动压力。合理泵效与泵口压力的关系如下：

图3　黄3长8油藏综合含水与注水强度的关系曲线

式中：N-合理泵效，Pp-泵口压力，Fgo-气油比，a-天然气溶解系数，Bt-泵口压力下的原油体积系数，fw-综合含水。根据公式计算出不同含水率条件下泵效与泵口压力的关系曲线（见图4）。

图4　不同含水率条件下泵效与泵口压力关系曲线

图5　含水率与最小流动压力关系

低渗透油藏渗流条件差，要求泵效达到40 %，由此得到不同含水时期的泵口压力值。根据最小流动压力与泵口压力的关系式（2）求出最小流动压力。最后得到最小流动压力与含水率的回归曲线（见图5）。长8油藏开发初期含水平均为30%左右，通过计算得到最小流动压力为5.4 MPa。

式中：Pwf-最小合理流动压力；Hm-油藏中部深度；Hp-泵下入深度；ρo-动液面以下泵口压力以上原油平均密度；Fx-液体密度平均校正系数。

3.2.3矿场实验法通过矿场实验得到黄3长8油藏井底流压与日产油的散点关系图（见图6），由图6可知：当井底流压为6.0 MPa～8.0 MPa时，数据点分布较为密集，且平均日产油水平较高，因而确定黄3长8油藏的合理流压为6.0 MPa～8.0 MPa。

图6　黄3区块流压与日产油散点图

综上所述，根据饱和压力确定的黄3长8油藏合理流压为5.76 MPa，最小流压为4.3 MPa；根据合理泵效确定的最小流动压力为5.4 MPa；根据矿场试验确定黄3长8油藏的合理流压为6.0 MPa～8.0 MPa。综合以上3种方法得到的结果，最终确定黄3长8油藏合理流压为5.5 MPa～8.0 MPa。

4　储层改造评价及研究

4.1合理改造方式研究

黄3长8油藏储层改造以水力压裂为主，辅助试验多级加砂和多缝压裂新技术新工艺[6，7]，针对不同储层采取相应的改造方式和强度，从施工参数和初期生产数据对比表（见表3、表4）看：多缝压裂方式加砂量小，试油产量高，但后期具有高液量、高含水特征；多级加砂压裂方式加砂量高，试油产量较高，但后期产液量较低；水力压裂方式加砂量较小，试油产量较低，但后期产液量较高、含水较低。对比3种储层改造方式，目前水力压裂应用最广且产能最高，因而确定黄3长8油藏合理的储层改造方式为水力压裂。