常娜（中國石油冀東油田分公司南堡油田作業(yè)區(qū)，河北唐山 063299）

南堡2-3區(qū)淺層高含水提液研究

常娜（中國石油冀東油田分公司南堡油田作業(yè)區(qū)，河北唐山 063299）

南堡2-3區(qū)淺層隸屬于南堡2號構(gòu)造2-3區(qū)，其屬于高孔高滲復(fù)雜斷塊背斜油藏，具有天然能量，目前處于天然水驅(qū)方式開發(fā)。由于斷塊邊底水推進作用造成含水上升，產(chǎn)量下降。面對無注水的開發(fā)方式，應(yīng)用相滲曲線和無因次采液、采油曲線，尋找合理的提液時機，增大油井的掃油面積，提高油藏的采收率，為天然水驅(qū)開發(fā)穩(wěn)油控水提供了指導依據(jù)。

天然水驅(qū)；邊底水推進；提液；穩(wěn)油控水

1 油藏概況

南堡2-3區(qū)塊位于南堡2號構(gòu)造的北部，發(fā)育于沙壘田凸起北部斜坡帶上，北高南低的地層為一個被斷層復(fù)雜化的潛山披覆背斜構(gòu)造。其中南堡2-3區(qū)淺層包括上第三系明化鎮(zhèn)組（Nm）曲流河及沖積平原沉積，館陶組（Ng）辨狀河沉積，構(gòu)造繼承性發(fā)育，是油氣聚集的有利場所，埋藏深度2120-2480m。主要含油區(qū)為館陶組，其地層厚度600-800米。從地層巖性特征上，館陶組地層具有四分的特點。頂部為塊狀含礫砂巖，上部為灰白色細砂巖與灰綠色泥巖不等厚互層，下部為深灰色玄武質(zhì)泥巖、玄武巖、灰白色安山巖發(fā)育段，底部為塊狀礫巖、含礫砂巖發(fā)育段。館陶組儲層發(fā)育，巖性以砂礫巖為主，原油密度0.8371g/ cm3，原油粘度8.25MPa·s，屬于常規(guī)輕質(zhì)油。儲層連續(xù)性比較好，儲層平均孔隙度31.7%，滲透率1451×10-3μm2，屬于高孔高滲油藏。層內(nèi)滲透率變異系數(shù)0.44-1.09，突進系數(shù)1.6-7.4，級差41.6-573.9，層內(nèi)為中等-強非均質(zhì)性。原始地層壓力21.85MPa，飽和壓力13.2MPa，地飽壓差8.65MPa。整體上，NP2-3區(qū)館陶組以塊狀底水油藏為最主要類型，油層厚度大，具有較統(tǒng)一的油水界面，油藏正常溫度、壓力系統(tǒng).由于邊底水作用，該斷塊目前天然能量比較充足，采取天然水驅(qū)開發(fā)方式。

2 開發(fā)現(xiàn)狀

由于主力小層采液、采油速度較大，邊部油井邊底水推進導致產(chǎn)量遞減加大。2014年下半年，兩個主力小層（NgⅡ1和NgⅠ6）邊部油井含水快速上升，2-3淺層綜合含水由69.5%上升至81.5%，目前該區(qū)塊日產(chǎn)液442t，日產(chǎn)油82t，區(qū)塊已進入開發(fā)高含水階段。

3 油水相對滲透率曲線特征分析

從圖1可以看出，南堡油田2-3區(qū)淺層的油水相對滲透率曲線變現(xiàn)出高滲透油田的一些特點：兩相共滲區(qū)范圍寬，束縛水飽和度低，原始含油飽和度度較高，油相相對滲透率下降快［1］，水相相對滲透率最終值高，高于30%，驅(qū)油效率低，殘余油飽和度較高。油水兩相等滲點相對滲透率較高，等滲點含水飽和度接60%，為強親水特點［2］。該曲線具有隨著含水飽和度的增大，油相相對滲透率下降較快，水相相對滲透率上升也較快，殘余油下的水相相對滲透率較大的特點。

無因次采液指數(shù)為某一含水下的采液指數(shù)與含水為零時的采液指數(shù)之比，是評價不同含水條件下油井采液能力的指標［3］。

從圖2可以看出，無因次采油指數(shù)遞減較為平緩，隨著油藏開發(fā)，綜合含水上升，遞減速度有所減緩。在低、中含水期，無因次采液指數(shù)不遞減，當含水大于35%時，無因次采液指數(shù)呈現(xiàn)上升趨勢，但上升幅度較小，當含水大于80%時，無因次采液指數(shù)呈現(xiàn)高滲透油藏高含水階段上升明顯的趨勢。這說明南堡油田2-3區(qū)淺層進入中高含水期提液潛力較大，通過提液可以實現(xiàn)區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)。

圖1

圖2

4 提液效果分析

針對2-3淺層斷塊含水上升快，剩余油集中的特點，抑制含水上升速度，有效挖潛井間及斷層根部剩余油。

根據(jù)開發(fā)技術(shù)政策，合理選擇提液時機，達到穩(wěn)油增油目的。尋找南堡2-3淺層含水在80%左右的井進行提液試驗研究，發(fā)現(xiàn)含水70%-80%提液可獲得最高采出程度，85%次之，90%較差（圖3）。同一采出程度下，含水85%之前提液的含水遠低于含水高于85%提液的。統(tǒng)計南堡2-3淺層油藏4口提液井，有2口井含水80%、提液壓差在4-5MPa效果較好；另外兩口井由于含水90%、提液壓差大于5MPa，效果較差。

圖3

5 結(jié)語

5.1 南堡油田2-3區(qū)淺層的相對滲透率曲線表現(xiàn)為高滲透油田特點，其與低滲透儲層相對滲透率曲線最大的區(qū)別是：隨著含水飽和度的增大，油相相對滲透率下降較快，水相相對滲透率上升也較快，殘余油下的水相相對滲透率較大的特點。

5.2 無因次采液、采油指數(shù)最終值高，說明南堡2-3淺層進入中高含水期提液潛力較大。

5.3 通過數(shù)值模擬論證不同提液時機與采出程度關(guān)系，得到結(jié)論，南堡2-3區(qū)淺層含水70%-80%提液可獲得最高采出程度，85%次之，90%較差。

［1］余成林.葡萄花油田剩余油形成與分布研究［D］，中國石油大學（華東），2009.

［2］家宏，等.砂巖底水穩(wěn)產(chǎn)條件研究［d］，北京：石油工業(yè)出版社，2001.

［3］國繼穎.井下油/水分離系統(tǒng)在大規(guī)模/高功率生產(chǎn)中的應(yīng)用［J］.國外油田工程，2004，9：12—13.