周紹凱

【摘要】直羅采油廠和尚塬區(qū)長2油藏儲層物性差，油水分異不明顯，油水混儲，無明顯的油水界面，缺乏邊、底水，油藏為典型的彈性溶解-氣驅(qū)巖性油藏。天然能量不足，根據(jù)近年來三疊系油藏的開采經(jīng)驗，只有采用注水開發(fā)，才能實現(xiàn)油田的穩(wěn)產(chǎn)。

【關(guān)鍵詞】注水開發(fā) 儲層物性 注水工藝

1 油區(qū)概況

直羅油田和尚塬區(qū)位于陜西省富縣境內(nèi)，縣城以西約130km處，地貌單元屬陜北黃土高原的一部分，呈塬、墚、丘陵、溝壑等地貌，勘探面積110km2。直羅油田位于陜北斜坡的東南部，是三疊系延長組和侏羅系延安組兩個含油層組的疊合發(fā)育區(qū)，是鄂爾多斯盆地內(nèi)發(fā)現(xiàn)最早并投入開發(fā)的區(qū)塊之一。經(jīng)過油田從初步開發(fā)，注水試驗，到停止開發(fā)階段（1975—1986年），依靠舊井挖潛，逐步恢復(fù)停采井產(chǎn)能階段（1987—2005年），油田發(fā)展階段三個階段的開發(fā)歷程，到2009年12月鉆井總數(shù)達到547口，2009年區(qū)塊年產(chǎn)油5.10×104t。

2 儲層特征

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部，區(qū)域構(gòu)造為一平緩的西傾單斜，地層傾角小于1°，千米坡降為7～10m，內(nèi)部構(gòu)造簡單，局部具有差異壓實形成的低幅度鼻狀隆起。根據(jù)13口探井367塊物性分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計結(jié)果，直羅油田和尚塬區(qū)長2段儲層孔隙度分布區(qū)間為2.7%～23.1%（圖1），主要分布區(qū)間為14.0%～19.0%；滲透率分布區(qū)間為0.05～23.50×10-3μm2（圖2），平均值2.77×10-3μm2。儲層主要為中孔、特低滲儲層。

4.1 水源選擇及水質(zhì)要求

雖然各油田對注入水的要求不大相同，但注入水水質(zhì)的基本要求是：水質(zhì)穩(wěn)定，不使地層粘土礦物產(chǎn)生水化產(chǎn)生膨脹，不堵塞油層孔隙，不產(chǎn)生沉淀、腐蝕性。按SY/ T5329-94標準要求，新投注水開發(fā)油藏，其注入水質(zhì)應(yīng)根據(jù)油層滲透率要求執(zhí)行一級（A1、B1、C1）標準。

根據(jù)該區(qū)塊巖心分析資料統(tǒng)計結(jié)果，本區(qū)長2儲層孔隙度平均值為16.2%；滲透率平均值為2.77×10-3μm2，屬于低滲儲層，推薦和尚塬區(qū)注入水采用A1級標準。

4.2 注水壓力及注水量

根據(jù)油藏工程方案，和尚塬區(qū)油藏中部深度950m，預(yù)測最大井口注水壓力為10～15MPa，單井日注水量為15m3/d。

4.3 注水井口及注水方式選擇

油層破裂壓力為23.3MPa（井口），因此預(yù)測最大井口注水壓力應(yīng)小于20MPa，確定井口裝置選用250型井口。由于長2層的滲透率差別不是很大。另外本油區(qū)油層主要集中在長2段，砂巖鉆遇率高，平面連通性較好，地質(zhì)特征及流體性質(zhì)相近、跨度小。因此，注水方式建議采用籠統(tǒng)注水，個別井可嘗試采用分層注水工藝。4.4 合理注采井網(wǎng)形式

目前和尚塬開發(fā)區(qū)長2油藏井距200-300m，變化范圍大，平均250m，給規(guī)則的注采井網(wǎng)部署帶來一定的難度。本次井網(wǎng)部署以不規(guī)則反九點法為主，1口注水井對應(yīng)5-8口油井。

4.5 井距

根據(jù)多年來低滲透砂巖油藏開發(fā)實踐，和上述計算得出的井網(wǎng)密度聯(lián)系和尚塬開發(fā)區(qū)長2油藏已打井位的實際情況得出井距不應(yīng)大于262m，因此采用250m井距。

4. 6 井排方向

本油田油井均屬于壓裂投產(chǎn)，壓裂不僅是增產(chǎn)措施，還是開發(fā)手段。因此就有一個裂縫方位與井間匹配問題，裂縫方位與井網(wǎng)方位匹配有利于提高波及系數(shù)，低滲透油藏縫長越長，波及系數(shù)越大，反之則會降低波及系數(shù)[1]。根據(jù)盆地裂縫方位的測試結(jié)果，表明最大主應(yīng)力方位（即裂縫延伸方向）為北偏東45o-75o。最終確定井排走向與裂縫方向大體相同，這樣的注采井網(wǎng)能最大限度地增大掃油面積，提高注水效果。

5 開發(fā)方案

根據(jù)現(xiàn)有井網(wǎng)，結(jié)合井網(wǎng)、井距論證結(jié)果，在已鉆井區(qū)域盡量利用現(xiàn)有井網(wǎng)，新部署地區(qū)采用排距 200～250m，井距230～250m進行部署，形成不規(guī)則反九點法井網(wǎng)。注水井排約NE65方向，與裂縫走向基本一致。

方案單井配產(chǎn)：老采油井單井配產(chǎn)0.4t/ d，新投采油井單井配產(chǎn)1.0 t/d，區(qū)塊日產(chǎn)油104t/d，平均單井日產(chǎn)油0.5 t/d，油藏年產(chǎn)能3.36×104t；方案注采井數(shù)比為1：3.15，目前平均產(chǎn)液量為4.3m3左右，當注采比為1.0時方案單井配注13.6m3/d，考慮到前期地下虧空嚴重，因此單井配注15m3/d，注采比為1.1：1，油藏日注水1065m3/d，油藏年注水31.95×104t。新井平均井深1000m，新鉆井總進尺7.1×104m。

6 總結(jié)

通過對和尚塬開發(fā)區(qū)長2油層井生產(chǎn)動態(tài)統(tǒng)計分析，目前依靠自然能量開采，年遞減10.0%。在進行注水開發(fā)動態(tài)預(yù)測時，2011～2025年評價期間，從2011年上半年開始，2011年底投產(chǎn)完畢，建設(shè)期半年，見效周期6個月，2011年底見效后達到方案設(shè)計產(chǎn)能，生產(chǎn)時間300天，單井日產(chǎn)油1.2t/d，油井全部見效。2013～2015年全部見效后保持單井產(chǎn)量1.2～1.5 t/d，穩(wěn)產(chǎn)4年，開發(fā)方案實施效果明顯，值得推廣借鑒。

參考文獻

[1] 王萬彬，郭肖.裂縫性低滲透砂巖油藏井網(wǎng)與裂縫方位的匹配研究[J].石油天然氣學(xué)報，2009（02）