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裂缝性油藏开发技术

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《石油化工应用杂志》2014年第五期

1开发中存在的主要矛盾

1.1天然裂缝发育,主向井易见水淹安201区块长6层通过野外露头观察、电成像测井、岩心分析认为:该区要以高角度构造缝(主要发育NEE,NE,NW三组裂缝,以NEE向裂缝为主,平均裂缝走向为65~75°),部分井见到多组裂缝,裂缝面相互平行,而网状缝、低角度缝及水平缝不发育(见图3)。自2009年投入开发以来,全区共有水淹井43口,其中主向井水淹有37口,水淹程度达到86.1%。注入水沿裂缝主向单向突进,造成侧向上有效压力驱替系统难以建立,油井见效缓慢,通过近几年的注水开发,侧向井的见效比仅为36.4%,开发效果较差(见图4)。

1.2油井投产后递减大,水驱动用程度低该区油井投产后递减较大,注水见效程度低,投产200口,初期单井日产液4.3m3,日产油2.8t,含水23.0%,目前单井日产液2.6m3,日产油1.3t,含水41.4%。由于长61层内非均质性较强,剖面上水驱不均,形成部分层段吸水差,或不吸水,导致整体水驱动用程度较低。测试的48口吸水剖面中有10口井存在单层段不吸水或吸水不均的问题,区块水驱动用程度仅为66.5%。

2合理开发技术探讨

2.1合理的井网井排距通过对矩形、菱形、正方形反九点不同井网,不同井排距数值模拟得出结论:520×130的菱形与矩形、正方形对比,在相同井排距的情况下,菱形井网的初期采油速度和阶段末的采出程度较高,且调整灵活;矩形井网水淹风险小,但在注水井之间滞留大量剩余油,采出程度较低。综合分析认为520×130的菱形反九点井网(井网密度为14.79口/平方千米)采出程度最高,同期含水最低,在安201长61油藏具有较好的适应性。

2.2注采压力系统根据流入动态曲线可以确定安201区长6油藏在压力保持程度为120%,综合含水为20%时的合理流压为6.4MPa(见图5)。以菱形反九点520×130井网为基础方案,计算油井井底流压分别为饱和压力的30%、50%、70%、90%的五个方案。综合对比,井底流压为饱和压力70%方案最佳。根据低渗透油藏的开发经验,采油井合理流压应不低于饱和压力的2/3,最低流动压力为饱和压力的50%,否则会引起油井脱气半径扩大,降低油层的渗流能力。安201区长61油层饱和压力为7.9MPa,因此,该区油井合理流压为5.3MPa,最低流压为4.0MPa。

2.3注水参数论证注水井最大流动压力主要受破裂压力的限制,根据经验,一般不超过破裂压力的80%~90%。安201区长6油藏井口破裂压力28MPa,地层破裂压力为38MPa,则注水井最大井底流压为34.2MPa,考虑液柱压力和井筒摩阻损失后,注水井最大井口压力为15.2MPa。以菱形反九点520×130井网为基础方案,计算注水井井底流压分别为22、24、26、28、30MPa的五个方案。综合对比,安201长6井底流压为26.0MPa方案最佳,注水井合理井口压力为6~7MPa。

2.4合理注采比采用数值模拟方法,确定合理注采比。以菱形反九点520×130井网为基础方案,采油井定液量6.0m3/d,注水井定井底流压,计算注采比分别为0.8、1.0、1.2、1.4的4个方案。综合对比分析,注采比为1.0时方案最佳。根据同类已开发油田的成功经验,油田开发初期采用1.4左右的注采比,随着有效驱替压力系统的建立,油井逐渐见效,将注采比逐渐调低到1.0,实现可以有较高产能,又能有效控制含水上升的“温和注水”。

3结论及认识

安201长61油藏属于典型的裂缝性油藏,投入开发后采用井排距为480m×150m的菱形反九点井网投入开发,井网适应性较差,驱替系统难以建立,水驱平面分布不均,产量递减较快,主侧向井生产差异大(主向上油井含水上升快,裂缝型水淹井较多;侧向井注水见效慢,产量较低)。结合油藏数值模拟,综合分析认为:采用井排距为520m×130m菱形反九点网可避免裂缝主向油井的暴性水淹;地层压力水平保持在原始地层压力的120%,注水时机为超前注水5个月左右,根据油层厚度变化与物性差异对超前注水量进行灵活调整;合理井底流压为4.0~6.0MPa,合理生产压差9.0~11.0MPa,最大井口注水压力为14.2Mpa。

作者:李龙龙李超汪洋张希谭斌文胡刚王国柱单位:中国石油长庆油田分公司第六采油厂

石油化工应用杂志责任编辑:田老师    阅读:人次

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