華慶油田白153區(qū)低滲透長6油藏井網(wǎng)適應(yīng)性研究

梅蓉 （西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安710065）

高春寧，雷啟鴻，劉麗麗

王剛 （西安石油大學(xué)油氣資源學(xué)院，陜西 西安710065）

1 油藏地質(zhì)開發(fā)概況

華慶油田白153區(qū)所處的區(qū)域構(gòu)造單元屬鄂爾多斯沉積盆地陜北斜坡南部，三疊系延長組長6油層構(gòu)造比較簡單，總體為一平緩的西傾單斜，傾角不足1°，在單斜背景上由于差異壓實(shí)作用，在局部形成起伏較小、軸向近東西 （EW）或北東 （NE）向 （隆起幅度10～30m）的鼻狀隆起。油藏分布主要受濁積水道控制，砂體厚度大，圈閉成因與砂巖的側(cè)向尖滅及巖性致密遮擋有關(guān)，是受巖性與構(gòu)造雙重控制的巖性油藏。裂縫相對比較發(fā)育，主要在粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖中發(fā)育，基本為NE方向，以高角度、扭性裂縫為主，裂縫主向?yàn)镹E70°～NE80°，且大多未充填。

白153區(qū)長6油藏埋深1520～2290m，油層厚度達(dá)到15～30m，平均厚度近19.7m，分布穩(wěn)定，油層組儲層物性差，孔隙度一般在8%～15%，平均11.52%，滲透率集中在0.1～1.0mD之間，平均0.40mD，總體上屬于低孔隙度、超低滲透率儲層。油藏含油面積22.5km2，地質(zhì)儲量1597.67×104t，采用480m×130m井網(wǎng)布井，菱形反九點(diǎn)法面積注水，超前注水方式進(jìn)行開發(fā)。該區(qū)2008年投入開發(fā)，2009年開始大規(guī)模投產(chǎn)，截止到2012年4月，白153區(qū)長6油藏油井開井總數(shù)270口，日產(chǎn)液水平545.47m3，日產(chǎn)油水平288.69t，單井產(chǎn)能1.12t/d，綜合含水33.93%，平均動(dòng)液面1346.87m，采油速度0.65%，采出程度2%；注水井開井總數(shù)88口，日注水平2374.69m3，單井日注27.94m3，有效月注采比2.9，累計(jì)產(chǎn)油32.01×104t，累計(jì)注水203.28×104m3。

2 開發(fā)中存在的主要問題

2.1 注水開發(fā)中暴露出的問題

1）單井產(chǎn)能低 白153區(qū)設(shè)計(jì)單井產(chǎn)能2.4t/d，從已投產(chǎn)情況看，2012年4月單井產(chǎn)能僅為1.12t/d，北部、東南部局部2.0t/d以上，中部、南部大部分在1.0t/d以下。

2）注水強(qiáng)度大，但地層壓力保持水平低 白153區(qū)采用超前注水方式開發(fā)，超前注水時(shí)間120～180d，2012年4月注水強(qiáng)度1.42m3/（d·m），平均單井注水量28m3。白153區(qū)長6油藏，從投產(chǎn)后壓力持續(xù)下降，直至2010年后主向井壓力有所回升，但始終低于原始地層壓力。當(dāng)壓力保持水平小于110%時(shí)，線采油指數(shù)呈上升趨勢；在105%～110%之間時(shí)，線采油指數(shù)達(dá)到最大值，并且產(chǎn)量穩(wěn)定；當(dāng)壓力保持水平大于110%時(shí)，線采油指數(shù)就開始下降。2012年4月研究區(qū)壓力保持水平卻低于90%，這就是大部分油井見效緩慢的主要原因。

3）水驅(qū)效果不明顯 在注采比一定的情況下，隨著含水率的上升，存水率較高，而且保持比較穩(wěn)定。說明目前注入的水主要是起保持地層壓力的作用，幾乎沒有起到驅(qū)油的效果。

4）注入水利用率低 白153區(qū)注采比在3.0左右，水驅(qū)指數(shù)在3.6左右，按2012年4月的累計(jì)注水量 （203.28×104m3）來計(jì)算，當(dāng)注入體積倍數(shù)達(dá)到4.8時(shí)，其采出程度僅為5%左右，說明注入水注得多采出少，注入水利用率低，沒有形成有效驅(qū)替。

2.2 注水開發(fā)效果不理想的原因

注水開發(fā)效果不理想的原因是：①白153區(qū)裂縫較發(fā)育，部分注入水沿裂縫竄進(jìn)，使注水效率降低。井區(qū)注水井88口，有18口存在裂縫吸水特征，位于注水井裂縫延伸方向的油井容易發(fā)生暴性水淹。截至2012年4月區(qū)塊有25口油井出現(xiàn)裂縫性水淹，日產(chǎn)液126.2m3，日產(chǎn)油2.8t，含水95.8%。這18口注水井中50%以上的注水量為低效或無效注水。②白153區(qū)多層系合注井多，分層注水效率低，降低了有效注水量。2012年4月井區(qū)多層系合注井占77.1%，合注井注水層數(shù)多、厚度大，層間矛盾大，注水時(shí)造成吸水不均勻，形成無效注水，造成注水開發(fā)效果不理想。

3 注采井網(wǎng)適應(yīng)性分析

3.1 井網(wǎng)形式及注水方式適應(yīng)性分析

裂縫具有雙重作用：有利的是原油可以通過裂縫系統(tǒng)較快地流到井底，增加油層的出油能力和吸水能力，提高油井產(chǎn)量；不利的是注入水也可以沿裂縫系統(tǒng)高速推進(jìn)，使油井很快見水和水淹，使單井產(chǎn)能降低，破壞儲層，加劇平面及注采剖面的矛盾，影響水驅(qū)油效果。巖心觀察發(fā)現(xiàn)華慶油田長6儲層中存在天然微裂縫[1]。據(jù)華慶油田最大主應(yīng)力測試結(jié)果，華慶油田長6儲層的最大主應(yīng)力方向?yàn)镹E73°～NE79°。結(jié)合盆地地應(yīng)力分布規(guī)律及其他油田地應(yīng)力測試結(jié)果，綜合考慮后認(rèn)為華慶油田長6儲層最大主應(yīng)力方位為NE75°左右，故白153區(qū)長6油藏井網(wǎng)井排方向與最大主應(yīng)力方向平行，即NE75°。

同類油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)表明，注水井排方向平行于裂縫方向，使注入水沿著垂直裂縫的走向向采油井方向驅(qū)油，才能最大限度地提高波及體積?？紤]到菱形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)注采井?dāng)?shù)比小，初期保持了較多的采油井，便于提高采油速度；同時(shí)拉大了裂縫方向的井距，縮小了側(cè)向排距，延緩了裂縫方向采油井的水淹，有利于注入水均勻推進(jìn)[2]。白153區(qū)主要采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)[3]進(jìn)行生產(chǎn)，且宜于后期調(diào)整。

3.2 裂縫與井網(wǎng)適配性分析

1）通過對白153區(qū)水淹和高含水井研究同時(shí)發(fā)現(xiàn)，初期所認(rèn)識的裂縫NE75°方向并非水流突進(jìn)的主方向，而NE45°方向則集中了水淹和高含水井的絕大部分。在含水率上升較快、含水率超過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°方向油井見效快，見水快，水淹快，含水穩(wěn)定期短，是地層裂縫的主裂縫方向。NE75°方向 、NW285°方向?yàn)樗€推進(jìn)的次要方向。

2）從2012年4月生產(chǎn)數(shù)據(jù)來看，主向井與側(cè)向井試油、投產(chǎn)產(chǎn)量相當(dāng)，含水差異大 （主向井含水37.01%，側(cè)向井含水15.8%），反映裂縫與井網(wǎng)不適配[4]，需要對局部水淹井進(jìn)行堵水及控制注水，對裂縫貫通井進(jìn)行局部注采井網(wǎng)的調(diào)整[5]（表1）。

表1 白153區(qū)主側(cè)向井試油投產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表

3.3 水驅(qū)控制及動(dòng)用程度分析

水驅(qū)儲量控制程度是指在現(xiàn)有井網(wǎng)條件下同注水井連通的采油井射開有效厚度與采油井射開總有效厚度之比值。白153區(qū)目前水驅(qū)控制程度89.4%，有進(jìn)一步提升的空間。水驅(qū)動(dòng)用程度43.35%，吸水剖面測試67口，占總井?dāng)?shù)76.1%；47口注水井 （占測試井的70.1%）吸水剖面不均勻，吸水狀況有待改善。

3.4 地層能量保持水平分析

白153區(qū)長6油藏為巖性油藏，原始溶解氣油比較高 （115.7m3/t），且原始地層壓力為16.73MPa，壓力因數(shù)為0.65，屬特低滲低壓油藏，原始驅(qū)動(dòng)能力較弱。該區(qū)整體上地層壓力保持水平低，在平面上分布差異大，2012年4月平均地層壓力13.84MPa，流壓8.9MPa，生產(chǎn)壓差4.85MPa，地層壓力保持水平82.7%。雖然白153區(qū)在前幾年的開發(fā)中實(shí)施超前注水，但由于注水系統(tǒng)壓力低的影響，近似于滯后注水，對儲層傷害較大，造成壓力保持水平偏低。同時(shí)在井區(qū)邊部和注水井網(wǎng)不完善區(qū)域，地層壓力保持水平同樣偏低，造成產(chǎn)油量低，產(chǎn)液量下降迅速。

3.5 油井見效見水分析

1）見效分析 統(tǒng)計(jì)白153區(qū)投產(chǎn)時(shí)間大于6個(gè)月的井270口，見效井126口，見效程度46.6%，見效周期4～6個(gè)月，平均5個(gè)月。主側(cè)向見效井?dāng)?shù)之比為1∶1.4，見效不均勻。其中北部受效方向多，受效較均勻；南部受效方向少甚至不受效，主要注采對應(yīng)方向?yàn)槎探蔷较?，其次為邊井方向注采對?yīng)關(guān)系，長角井方向幾乎不受注水影響。

2）見水分析 白153區(qū)主向油井見水方向?yàn)镹E75°左右，與裂縫發(fā)育方向基本一致。截至2012年4月，白153區(qū)含水大于20%的井67口，占油井總數(shù)的24.8%，主側(cè)向井?dāng)?shù)之比為1∶1.68；白153區(qū)含水大于80%的井42口，占油井總數(shù)的15.6%，主向井7口，側(cè)向井35口。水淹井中角井7口，將角井轉(zhuǎn)注，即將菱形反九點(diǎn)注水系統(tǒng)轉(zhuǎn)為五點(diǎn)注水系統(tǒng)，能提高注水開發(fā)效果。2012年4月，白153區(qū)沿裂縫帶上已有25口油井出現(xiàn)暴性水淹。對于裂縫帶上的高含水井，實(shí)施線狀注水，能有效改善開發(fā)效果。

3.6 采油速度及采收率分析

隨著開采井?dāng)?shù)的增加，白153區(qū)采油速度不斷增大，2010年采油速度達(dá)到最大。通過計(jì)算，得到白153區(qū)目前的采油速度為0.65%。根據(jù)水驅(qū)特征曲線法、產(chǎn)量遞減法、童式曲線法、陳元千經(jīng)驗(yàn)公式法等4種方法[6，7]對采收率進(jìn)行預(yù)測的結(jié)果，白153區(qū)采收率為14.7%，未達(dá)到標(biāo)定采收率18.8%。

3.7 井網(wǎng)密度分析

科學(xué)合理的井網(wǎng)密度[8]既要使井網(wǎng)對儲層的控制程度盡可能大，要能建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)，要使單井控制可采儲量高于經(jīng)濟(jì)極限值，又要滿足油田的合理采油速度、采收率及經(jīng)濟(jì)效益等指標(biāo)，為此，采用謝爾卡喬夫公式法[8]、合理采油速度法[8]、注采平衡法[8]、單井產(chǎn)能法[8]這4種方法進(jìn)行分析，以保證其合理性。

1）謝爾卡喬夫公式法

謝爾卡喬夫公式如下：

式中：ηr為最終采收率，1；ηd為驅(qū)油效率，1；a為與儲層及流體特性有關(guān)的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)，1；f為井網(wǎng)密度，口/km2。

2）合理采油速度法

根據(jù)地質(zhì)和流體物性，計(jì)算在一定的生產(chǎn)壓差下，滿足合理采油速度要求所需的油井?dāng)?shù)和總井?dāng)?shù)，從而計(jì)算出所需的井網(wǎng)密度：

式中：N 為地質(zhì)儲量，104t；vo為采油速度；Kh/μ為流動(dòng)系數(shù)，mD·m/（mPa·s）；Δp為生產(chǎn)壓差，MPa；Rot為采油井?dāng)?shù)與總井?dāng)?shù)的比值，1；t為生產(chǎn)時(shí)間，d；A為含油面積，km2；Cc為與油井完善程度、注采井網(wǎng)有關(guān)的計(jì)算系數(shù)（面積注水井網(wǎng)井深 ＜2000m時(shí)，Cc＝0.025；當(dāng)井深≥2000m時(shí)，Cc＝0.05；對于行列注水井網(wǎng)，Cc＝0.025）。

3）注采平衡法

從注水井角度考慮，計(jì)算滿足達(dá)到注采平衡的采油速度和規(guī)定的含水條件下的井網(wǎng)密度：

式中：Bo為原油體積因數(shù)，1；Rip為注采比，1；qwi為平均單井注水量，m3/d；Rwt為注水井?dāng)?shù)與總井?dāng)?shù)的比值，1；fw為含水率，1；ρo為地面原油密度，g/cm3。

4）單井產(chǎn)能法

根據(jù)給定的單井產(chǎn)能，計(jì)算合理的井網(wǎng)密度：

式中：qo為給定單井產(chǎn)能，t/（口·d）；ηc為油井綜合利用率，1。

華慶油田白153區(qū)長6油層井深按2130m計(jì)算，平均鉆井與地面成本為284萬元/口 （包括投產(chǎn)作業(yè)、壓裂等），投資貸款利率為7.56%，采收率17.5%，原油價(jià)格1931.28元/t，得到經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為25口/km2。通過4種方法對白153區(qū)菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)合理井網(wǎng)密度進(jìn)行計(jì)算，統(tǒng)計(jì)結(jié)果見表2。

表2 4種方法計(jì)算出的合理井網(wǎng)密度匯總表

4 注采井網(wǎng)措施調(diào)整建議

分別從井網(wǎng)水驅(qū)儲量控制和動(dòng)用程度、人工裂縫與井網(wǎng)適配性、壓力保持水平、水驅(qū)波及狀況、見效見水程度、采油速度、采收率、井網(wǎng)密度等方面對井網(wǎng)進(jìn)行適應(yīng)性評價(jià)[9～11]。結(jié)果表明白153區(qū)菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)適應(yīng)性差，井網(wǎng)與目前實(shí)際生產(chǎn)開發(fā)已不相適應(yīng)。分析造成白153區(qū)井網(wǎng)適應(yīng)性差的原因如下：①注采井距偏大，不能建立有效的壓力驅(qū)動(dòng)系統(tǒng)，使得油井不能很好地受到注入水的驅(qū)替。②合注井吸水不均嚴(yán)重，有效注采對應(yīng)差。③注入水利用率低，注入多采出少，沒有形成有效驅(qū)替。

從以下幾個(gè)方面來改善白153區(qū)注采井網(wǎng)適應(yīng)性，提高單井產(chǎn)能[12～14]：

1）井網(wǎng)局部調(diào)整。對高含水井分析認(rèn)為，研究區(qū)油井水淹主要受2種因素控制，即裂縫發(fā)育和注采對應(yīng)關(guān)系不完善?？山?種轉(zhuǎn)注形式：①轉(zhuǎn)注注采對應(yīng)關(guān)系不完善油井；②沿裂縫轉(zhuǎn)注形成線性注水；③菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)油井轉(zhuǎn)注。

2）井網(wǎng)加密調(diào)整。將注水井排上的高含水油井轉(zhuǎn)注，形成線性注水以后，再在油水井對角線打加密井，轉(zhuǎn)為2排注水井夾3排油井的行列注水井網(wǎng)；根據(jù)裂縫位置距離注水井排距離的不同，也可進(jìn)行變排距加密井網(wǎng)調(diào)整 （圖1）。

圖1 菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)加密調(diào)整

5 結(jié)論與建議

1）白153區(qū)長6油藏油井產(chǎn)油產(chǎn)液能力低，油水井?dāng)?shù)比高，注入水利用率低，水驅(qū)效果不好，局部發(fā)生暴性水淹。井網(wǎng)已不能適應(yīng)油藏合理高效開發(fā)的要求，有井網(wǎng)注采結(jié)構(gòu)調(diào)整的必要。

2）白153區(qū)井網(wǎng)不適應(yīng)是其開發(fā)效果差的根本原因。通過注采井網(wǎng)措施調(diào)整來改善井網(wǎng)適應(yīng)性，提高單井產(chǎn)能：①井網(wǎng)加密，縮小井距，能建立起有效的壓力系統(tǒng)。②采取沿裂縫線狀注水的注水方式，可以提高水驅(qū)控制程度，改善壓力分布狀況，提高采收率。③對菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)中水淹油井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，即將菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)轉(zhuǎn)化為矩形五點(diǎn)井網(wǎng)，有利于提高單井產(chǎn)量和保持地層能量。

3）白153區(qū)的合理井網(wǎng)密度為20口/km2，而實(shí)際井網(wǎng)密度是16口/km2，小于合理井網(wǎng)密度，可考慮通過鉆加密井建立有效壓力驅(qū)替。

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