低滲透油田開(kāi)發(fā)技術(shù)對(duì)策研究
——以志丹油田稠樹(shù)梁長(zhǎng)2油藏為例

＊郭浩 曹成 吳海燕

（1.延長(zhǎng)油田股份有限公司 陜西 717500 2.陜西理工大學(xué)數(shù)學(xué)與計(jì)算機(jī)科學(xué)學(xué)院 陜西 723001）

在過(guò)去十年中，我國(guó)原油進(jìn)口總量增長(zhǎng)了86.2%，截至2020年12月末，全國(guó)原油進(jìn)口總量為5.4×104萬(wàn)噸，對(duì)外依存度高達(dá)73%，大大超過(guò)了警戒線的50%，在此期間，應(yīng)采取相應(yīng)的措施，否則將導(dǎo)致產(chǎn)量迅速降低[1-4]，但若采用提高采收率法，可使油田的壽命大大延長(zhǎng)（圖1）。

圖1 油田開(kāi)發(fā)的不同階段

稠樹(shù)梁區(qū)塊長(zhǎng)2油藏為低滲透油田，區(qū)塊面積較小，油井?dāng)?shù)量也較少，井網(wǎng)部署不規(guī)則，目前依靠自然能量開(kāi)發(fā)，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量下降較快，區(qū)塊截止目前無(wú)注水井，地層整體虧空較為嚴(yán)重，地層能量下降較快，單井產(chǎn)量呈現(xiàn)持續(xù)下降，含水呈現(xiàn)持續(xù)上升，若不能對(duì)該油藏進(jìn)行有效的治理，將使其成本與效益之間的矛盾更加突出。為此，本文分析和研究了稠樹(shù)梁長(zhǎng)2油藏開(kāi)發(fā)中存在的問(wèn)題，并提出了相應(yīng)的解決措施。經(jīng)預(yù)測(cè)后效果良好，可推廣應(yīng)用于其他同類油田。

1.稠樹(shù)梁長(zhǎng)2油藏開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀及特征

(1)開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

稠樹(shù)梁油區(qū)位于鄂爾多斯盆地中部。該區(qū)塊長(zhǎng)2油藏主要生產(chǎn)層位為長(zhǎng)21-3上，長(zhǎng)21-3下兩套油層，油區(qū)疊合面積為20.23km2，地質(zhì)儲(chǔ)量為1311.93×104t。最早部署于2004年。截至目前工區(qū)內(nèi)目前有總井?dāng)?shù)80口，采油井80口，無(wú)注水井，開(kāi)井54口，目前單井平均日產(chǎn)油1.61t；綜合含水63.7%。2020年區(qū)塊年產(chǎn)油量約3.09×104t，累計(jì)生產(chǎn)原油約4.99×104t。

該區(qū)塊可以劃分為3個(gè)開(kāi)發(fā)階段，2004年完鉆2口油井，到2005年增加到3口，為區(qū)塊的開(kāi)發(fā)的開(kāi)發(fā)初期階段。到2012年增加到8口，該階段油井產(chǎn)量從0.01×104t上升到2012年的0.08×104t，單井產(chǎn)量從開(kāi)始的1.12t/d下降到0.28t/d，含水基本保持在56%左右基本不變，年產(chǎn)油量基本在0.1×104t，2013年至2018年為上產(chǎn)階段，油井?dāng)?shù)從2012年的8口持續(xù)增加，增加到2014年的16口，后期由于產(chǎn)量下降關(guān)停井較多，到2018年的6口，該階段年產(chǎn)油量有0.08×104t基本保持不變，在2018年下降到0.04×104t，單井年產(chǎn)油量也由2014年的0.3t/d下降到2018年的0.21t/d，從2018年到2020年該區(qū)塊油井?dāng)?shù)上升到59口，年產(chǎn)油量也呈現(xiàn)上升趨勢(shì)，有0.04×104t上升到3.09×104t，單井產(chǎn)量由0.21t/d上升到2018年的1.61t/d。該區(qū)塊一直為自然能量開(kāi)發(fā)階段，各階段含水基本保持不變，產(chǎn)液量，產(chǎn)油量基本和開(kāi)井?dāng)?shù)呈現(xiàn)正相關(guān)關(guān)系，各油井出去產(chǎn)量較高，后期產(chǎn)量遞減較快，導(dǎo)致油井生產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)較高，如圖2所示。

圖2 志丹稠樹(shù)梁區(qū)塊長(zhǎng)2油藏綜合采油曲線圖

(2)開(kāi)采方式

該區(qū)塊依靠天然能量開(kāi)采，無(wú)注水井，因此地層能量衰減快，產(chǎn)量遞減快。5031-6采油井從開(kāi)始投產(chǎn)到目前產(chǎn)量的變化，產(chǎn)量遞減符合線性遞減規(guī)律，自然遞減率11.5%。

(3)平面開(kāi)發(fā)特征

從區(qū)塊生產(chǎn)現(xiàn)狀圖可以看出（最左邊的柱狀表示累產(chǎn)，中間的柱狀表示初產(chǎn)，最右邊的柱子表示目前產(chǎn)量）區(qū)塊中間北部區(qū)塊產(chǎn)液量較高，含水相對(duì)較低，產(chǎn)油量較高，目前產(chǎn)油也相對(duì)較高，西南部呈現(xiàn)出產(chǎn)液量但是含水較高的特征，其他零星生產(chǎn)的油井要么產(chǎn)液量高，但是含水特別高，要么產(chǎn)液量低，含水也低的特征。由于該區(qū)塊主要生產(chǎn)長(zhǎng)21-3上，從改層目前的生產(chǎn)狀況來(lái)看，目前生產(chǎn)油井還主要分布在中間的北區(qū)區(qū)塊，其余部分大部分油井都已停止生產(chǎn)，或者目前產(chǎn)液量特別低，如圖3所示。

圖3 稠樹(shù)梁項(xiàng)目區(qū)長(zhǎng)2油藏產(chǎn)量對(duì)比圖

(4)單井生產(chǎn)特征

稠樹(shù)梁油區(qū)目前無(wú)注水井，相對(duì)于注水開(kāi)發(fā)，區(qū)塊油井目前依靠自然能量開(kāi)發(fā)，自然能量開(kāi)采較好也就是中間北部的5778-6井區(qū)，初產(chǎn)高，現(xiàn)產(chǎn)比較穩(wěn)定，但是產(chǎn)液量緩慢下降，該區(qū)后期需注水補(bǔ)充地層能量，保持持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)，如圖4所示。

圖4 稠樹(shù)梁區(qū)塊5778-6區(qū)塊目前生產(chǎn)現(xiàn)狀圖

(5)儲(chǔ)層物性特征

長(zhǎng)2儲(chǔ)層滲透率最大值100×10-3μm2，最小值0.17×10-3μm2，平均值為6.6×10-3μm2。滲透率主要分布在（1～10）×10-3μm2之間，占樣品數(shù)50%，峰值為（1～10）×10-3μm2。如圖5、圖6所示。

圖5 項(xiàng)目區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層滲透率分布直方圖

圖6 項(xiàng)目區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔隙度分布直方圖

2.開(kāi)發(fā)中存在的問(wèn)題

通過(guò)上述分析發(fā)現(xiàn)該區(qū)目前基本為天然能量開(kāi)發(fā)階段，主要生產(chǎn)層位為長(zhǎng)21-3上，長(zhǎng)21-3下目前僅有6口井生產(chǎn)，產(chǎn)量目前為1.03t/d，后期需要對(duì)長(zhǎng)21-3下進(jìn)行油層識(shí)別后進(jìn)行注水開(kāi)發(fā)。沒(méi)有注水井網(wǎng)，而且油井分布也不規(guī)則，呈現(xiàn)塊狀，且與油藏砂體方向不一致。停井較多，油井利用率低，

3.綜合治理方案研究

(1)治理思路

針對(duì)稠樹(shù)梁區(qū)塊長(zhǎng)2油藏特點(diǎn)及目前生產(chǎn)狀況，提出以下注水開(kāi)發(fā)原則：必須堅(jiān)持少投入、多產(chǎn)出，有較好的經(jīng)濟(jì)效益。建立完善的注采井網(wǎng)系統(tǒng)，提高油藏的采收率。最大限度利用現(xiàn)有井網(wǎng)，配套注采系統(tǒng)，提高注水采收率。

(2)治理方案

在目前開(kāi)發(fā)井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，采用以長(zhǎng)條形或土豆形的不規(guī)則反七點(diǎn)及反五點(diǎn)注采井網(wǎng)；不規(guī)則井網(wǎng)主要是針對(duì)受構(gòu)造影響較大、邊低水發(fā)育、油藏規(guī)模較小的油藏，在構(gòu)造的低部位注水補(bǔ)充油藏能量的方式。該區(qū)域完善井網(wǎng)共部署新井12口，其中部署注水井6口，部署油井6口；根據(jù)油水井對(duì)應(yīng)關(guān)系油井補(bǔ)孔井?dāng)?shù)為11口，其中油井補(bǔ)孔轉(zhuǎn)注9口，油井補(bǔ)孔措施2口，如圖7所示。

圖7 志丹稠樹(shù)梁區(qū)塊長(zhǎng)2油藏調(diào)整后井網(wǎng)圖

通過(guò)泊松比計(jì)算法[5]、水力壓裂經(jīng)驗(yàn)法[6]、現(xiàn)場(chǎng)壓裂統(tǒng)計(jì)法確定本區(qū)長(zhǎng)2油層井底破裂壓力為26.0MPa；計(jì)算得到長(zhǎng)2油層注水井最大井口注入壓力約為12.81MPa；通過(guò)采油指數(shù)法[7-13]、生產(chǎn)統(tǒng)計(jì)法綜合標(biāo)定本區(qū)單井注水后產(chǎn)能取值為0.7～2.4t/d；根據(jù)生產(chǎn)米采油指數(shù)，有效厚度計(jì)算得到吸水指數(shù)為0.02m3/d·MPa；考慮到稠樹(shù)梁區(qū)塊目前從未注水，地層能量虧空更為嚴(yán)重，且壓力不均衡，本次方案在初期普遍提高地層壓力，整體恢復(fù)地層能量為主，單井配注量保持在15～18m3。

(3)綜合治理方案效果評(píng)估

在注水井網(wǎng)內(nèi)按照水驅(qū)效果進(jìn)行產(chǎn)量預(yù)測(cè)計(jì)算，邊部零星區(qū)域內(nèi)未受注水井網(wǎng)控制的按自然能量開(kāi)發(fā)計(jì)算產(chǎn)量遞減變化，以此對(duì)稠樹(shù)梁區(qū)塊長(zhǎng)2油藏15年產(chǎn)能進(jìn)行預(yù)測(cè)，從預(yù)測(cè)表1可以看出，單井注水量在2021年從15m3/d逐漸提升到2035年18m3/d的情況下，區(qū)塊在2026年產(chǎn)液量和產(chǎn)油量都達(dá)到最大值，產(chǎn)液量為15.29×104m3，產(chǎn)油量為4.68×104t，含水為64.0%，單井日產(chǎn)油為2.29t/d，日產(chǎn)液為7.48m3/d，截止到2035年底，項(xiàng)目區(qū)年產(chǎn)油2.18×104t，產(chǎn)液為8.19×104m3，含水為68.7%，單井日產(chǎn)油為1.3t/d，日產(chǎn)液為4.88m3/d，累計(jì)產(chǎn)油56.19×104t，采出程度為4.28%，年注采比達(dá)到0.96，累計(jì)注采比達(dá)到0.68。

表1 長(zhǎng)2儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)表

通過(guò)預(yù)測(cè)發(fā)現(xiàn)所提出的綜合治理方案可以很好的提高低滲透油田單井產(chǎn)量，使區(qū)塊采出程度有效提高，為低滲油田的高質(zhì)量開(kāi)發(fā)提出了有效的路徑。

4.結(jié)論

本文在對(duì)稠樹(shù)梁區(qū)塊長(zhǎng)2油藏綜合評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，發(fā)現(xiàn)抑制該區(qū)塊高效開(kāi)采的主要原因有依靠天然能量開(kāi)發(fā)，導(dǎo)致地層能量不足；井網(wǎng)不完善不適應(yīng)，不能有效動(dòng)用地下石油資源；通過(guò)分析提出相應(yīng)的綜合治理思路和措施，完善井網(wǎng)共部署新井12口，油井補(bǔ)孔井?dāng)?shù)為11口；確定注水井最大井口注入壓力約為12.81MPa。預(yù)測(cè)后發(fā)現(xiàn)該治理措施可以很好的改進(jìn)該區(qū)塊的開(kāi)發(fā)效果。