超低渗透油藏白153区长6开发规律研究

来源:用户上传      作者: 王永宏 平义 张英 任俊松

　　 摘 要： 本文针对华庆油田白153区长6油藏投入开发以来，开发初期表现出单井产量递减快、产能低、水驱效果差等问题，通过近两年现场攻关试验，主要从油藏动态监测方法、井网适应性研究等方面认识油藏，形成了一套有效开发超低渗透油田的主要技术对策，为改善同类油田的开发效果提供一些参考意见。
　　 关键词： 长6油藏； 水驱效果； 超低渗透； 技术对策
　　中图分类号： 文献标识码： A 文章编号： 1009-8631（2011）04-0063-02
　　
　　 华庆油田白153区长6油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部， 区域构造为东高西低的西倾单斜，倾角小于1°，无断层发育，仅发育数排由差异压实作用，在局部形成起伏较小轴向近东西或北东向（隆起幅度10-30m）的鼻状隆起，对油气富集有一定控制作用，与所处部位的生、储、盖相匹配，形成了良好的岩性圈闭。长6层是一个较大规模的油气富集区，储层属于三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相浊流沉积，砂体展布方向总体呈北东～南西方向，砂体宽度约4～6km，厚度平均21.8米。在长4+5、长3等层位不同程度见到了较好的油气显示，该区长6油层油源充分，储层发育、勘探开发前景较好。
　　
　　 1白153区长6油藏的主要开发特征
　　
　　 1.1初期产能高，但递减快，单井产量低
　　 华庆油田白153区长6实施超前注水2-3月，油井投产初期平均单井产量2.0t左右，前3个月产量基本稳定，前6个月产量下降0.5t左右，递减较快，2010年整个油藏超前注水9-12月，油井投产无递减，油井见效，虽然投产时产量与超前注水2-3月的油井接近，但产量递减慢，根据各井生产情况可以看出，产量递减的快慢与超前注水有着较大关系，由此可知，小排量超前注水是超低渗透油田保持有效压力趋替系统，减缓递减的关键。
　　 1.2纵向上非均质性强，水驱效果差
　　 储层岩性粉细～细粒长石砂岩，储层粒径分布中中砂含量仅为0.37%，细砂含量达88.79%、层内隔夹层发育，纵向分割性较强，对流体的流动起到不渗透阻隔或极低渗透的高阻作用，压力波在储层中传导慢、耗损大，在注水井周围形成局部高压带，注水井平均注水压力27.5MPa。油水井间压差大14.3MPa。注水井吸水厚度小，水驱厚度相对较薄，水驱动用程度为48.5%，水驱效果差。
　　 1.3岩盐含量对白153区长6储层渗透率具有重要影响
　　 白153区储层中岩盐对储层物性具有明显的影响作用。室内试验结果表明，该区长6储层孔隙中岩盐充填，岩盐溶解后，储层孔隙度基本不变，两块样品渗透率分别增大35.7%，15.7%。由于NaCl属于成岩阶段最晚析出的成岩矿物，一般附着于孔壁或者喉道壁，缩小了孔径或者喉道半径，降低了储层渗透率。注入低矿化度水，对改善储层物性具有明显效果。
　　
　　 2近两年储层攻关技术对策的研究
　　
　　 通过试验研究形成一些适合白153区长6油藏储层特点的开发技术，在油田生产中发挥着重要作用，特别是动态监测、精细注水、压裂改造、注水井剖面治理等技术方面有一定的突破和进展，取得了较好的效果。
　　 2.1紧抓动态监测手段，为有效指导油田开发提供可靠的依据
　　 2.1.1精细小层对比，结合注入剖面，评价剖面产出状况
　　 白153区长6油藏储层砂体隔夹层比较多，油层纵向上非均质性强，层内矛盾突出，随着注水开发的进行，通过精细小层对比，吸水剖面测试这一成熟技术可对注采层系对应状况及注水效果进行评价，便于注采调整，提高开发水平。
　　 从小层对比情况来看，流动单元连续、注采层系对应好的层段长631上段为主产层段，下段因注采不对应不产液，2010年对油井措施引效关131-153井632下段补孔，措施后效果明显。
　　 2.1.2进行注水指示曲线测试，评价注水井吸水状况
　　 为进一步分析该区油层的吸水规律和吸水能力的大小，2010年对关132-135等3口井进行了指示曲线测试。结果分析关132-135注水指示曲线呈直线式，基本有统一的斜率，说时吸水状况较好且均匀。
　　 2.1.3进行干扰试井试验，评价油水井对应关系
　　 研究白153区长6油藏地层的连通性、裂缝走向以及不同方向的渗透性规律，从关129-143井组干扰试井压力恢复曲线图可以看出：当激动井开始注水大约200小时即9天左右时压力恢复曲线呈上翘式上升，说明油井开始受到注水井影响；从单井上升趋势来看，关130-145井受激动井影响最大，注采对应好；关130-143注采对应差；在所测试范围内关129-143井压力恢复与关130-145激动比配吻合，其它井均只出现一次，说明关129-143井非均质性更强。整体上看，沿跨井距方向上的关130-145井及关129-143连通性较好。
　　 2.1.4进行示踪监测试验，评价油水井连通性
　　 油藏连通性研究是油气藏评价的重要内容，也是制订油田开发方案的重要依据。在注水开发油藏中，了解井间动态连通性、弄清注水井水流方向，从而有助于分析剩余油分布规律，制定出相应的开发调整方案。
　　 如关131-149井投产后水淹，关133-149井2010年10月水淹，2010年11月对该井组关132-149井实施示踪剂监测，两口水水已经都见到示踪剂，分析认为该方向存在微裂缝贯通或高渗带。
　　
　　 3.井网系统的研究
　　
　　 3.1开展沿裂缝线深部调剖试验
　　 白153区注水强度大，累计注采比高，但油井见效不均匀，同时个别井投产初期高含水，泄压现象存在，影响油田整体开发，为寻求适合该区储层特性的注采系统，2010年、2011年通过探讨深部调剖技术，采取点-线堵水分析思路，在关130-155深部调剖，压力10.0MPa下降到1.1MPa，水淹井含水下降，周围油井逐步见效。
　　 3.2三分精细注水技术，取得了一定的效果
　　 白153区长6油藏2009年开始开展强化注水试验。实验表明，超低渗透油藏具有启动压力梯度，因此其渗流规律与中、高渗透油藏不同，增大注水量，即为增大生产压力梯度，可以有效地降低启动压力梯度的影响，提高低渗透油田的开发效果，2010年根据油井见效程度，实施温和注水，开发稳定，2011年进一步精细小层对比，根据储层物性、井网形式、渗流规律，结合开发特征、开发成果，划分不同的注水单元，通过数值模拟预控、开发动态分析、动态监测指导，达到精细平面注水，如关136-143井实施先强化注水、后温和注水，后分层注水，井组平均单井由，措施后日产油为1.97t上升2.13t。由此可见，精细注水对油田开发起到非常重要作用。
　　 3.3纵向上注入剖面治理，提高动用程度。
　　 以提高水驱为目的，精细小层对比，从纵向上研究注入剖面，对特低渗透层开展选择性为主注入剖面改造3口，从关138-143井选择性增注前后的吸水状况对比，吸水厚度由9.6m增加到12.1m，对应油井6口见效。
　　
　　 4.结论及认识
　　
　　 通过开展对白153区长6油藏开发规律研究，找到了一些提高超低渗油藏产能的经验和认识。
　　 1.精细小层对，研究注采对应，有利于提高单井产能。
　　 2.“先强化、后温和、再三分”注水试验，保持地层能量开采，是改善低渗透油田开发效果的有效途径。
　　 3.从两个剖面着手，开展注入剖面深部调剖，产出剖面提高射开程度，是提高油井产能和经济开发低渗透油藏的必由之路。
　　
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