鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响(1)

鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响Ξ

柳林旺

(中国石油化工股份有限公司华北分公司勘探开发研究院,河南郑州　450006)

摘　要:不同注水时机下,鄂尔多斯盆地延长组特低渗透油藏注水开发规律表现不同的响应特征,研究确定注水时机,对延长组油藏延长高产稳产时间以及提高油藏采收率都十分必要。本文着重利用矿场资料统计的方法,对已开发不同类型油藏的注水时机与产量变化关系、采出程度和含水关系、地层压力和产液量关系等进行了统计分析,总结出该类油藏不同注水时机下的开发特征,同时简单分析了其机理。通过研究发现,安塞油田超前、同期、滞后和未受效四种情况,初期稳产阶段产量比例为4.27:2.3:1.

87:1,因此,尽可能实施早期注水,改善特低渗油藏开发效果。

关键词:鄂尔多斯盆地延长组;特低渗透油藏;注水时机;开发特征

中图分类号:T E357.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2010)08—0228—03

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长2油层、长6油

层,具有低孔隙度11.30～12.30%、特低渗透率1.18

～2.20×10-3Λm2的特低渗透油藏。油藏类型以岩

性油藏为主。地层原油密度0.75g c m3,粘度2.20

2.24m Pa・s,体积系数1.18～1.19,饱和压力低6.

00～6.44M Pa,原始油气比为59.2～71.00m3 t。原始地层压力系数0.72～0.96。地层水型为CaC l2。1　油藏开发特征

特低渗油田具有独特的开发特征,与中高渗油田的开发有着本质上的差异。认识和掌握特低渗油藏的开发特点,对提高油田开发效果和制订切实可行的有效措施十分重要。

1.1　没有无水采油期

根据对镇泾油田长

62油藏的已投产的98口井统计,投产初期含水范围为9.28%～96.58%,综合含水为42.78%。含水高低与油井的储层物性有直接关系,渗透率越高,含水越低,渗透率越低,则含水越高。长6特低渗透油藏,原始含水饱和度高,一般在44.0%以上,造成了长6油藏不具有无水采油期。

1.2　产液量与地层压力关系密切

从安塞油田长6油层统计的产液量与地层压力的关系看(图1),原始地层压力为8.81M Pa,在原始地层压力条件下日产液为6.47m3,随地层压力的下降,产液量急剧下降,当地层压力下降为6.45M Pa 时,日产液只有4.22m3,压力下降了27.13%,产液量下降了33.85%。当地层压力由6.42M Pa恢复到原始地层压力附近时,产液量也只有4.4m3,此时的产液量为原始地层压力时产液量的70%。由此看来,该类油藏一旦压力下降,即使压力再恢复到原始地层压力水平,产液量也只能恢复到初期水平三分之二左右。

图1　安塞油田(长6)日产液与地层压力的变化

1.3　采出程度与含水呈反“L”关系,而非“S”关系

根据张天渠油田长2油层统计的一线、二线和未受效井采出程度和含水关系曲线可以看出(图2),不论哪种情况,采出程度和含水关系都不遵循童宪章“图版法”的“S”型曲线变化,而是一种反“L”型变化曲线。这就是说,油井在含水20.0%左右以前,即油井见水前,采出程度不随含水的变化而变化,而是基本趋于一条平行于X轴的直线;油井一旦见水,含水直线上升,并很快达到80.0%以上,这一阶段采出程度很小。

根据油水两相渗流的分流量方程知,油水粘度比高低和见水后油水两相相对渗透率变化对含水上

822内蒙古石油化工 2010年第8期　Ξ收稿日期:2010-02-15

作者简介:柳林旺(1982—),助理工程师,2005年毕业于中国地质大学(北京)石油工程专业,现从事油田开发工作。

升规律有直接影响。原油粘度低,含水率初期上升慢,后期含水上升快;油井一旦见水,油相渗透率随含水上升而急剧下降,采油指数明显下降,造成产量急剧下降,同时,随着含水上升水相渗透率并没有象中高渗透油田那样得到明显抬升,因而采液指数随含水也急剧下降。长2油藏属于特低渗透油藏,地层原油粘度低在2.20～2.24m Pa ・s ,初期采出程度与含水关系趋于一条平行于X 轴的直线,油井见水后,含水很快达到80.0%以上。根据以上规律特点我们可以看出,对于低渗透油藏来说,在中高渗透油田一贯使用提液稳油控水的措施在此无法实现,因此,对于低渗透油藏来说,低含水阶段是重要采油期

。

图2　天渠油田长2油层单井采出程度和含水关系

1.4　不同的注水时机,油井产量恢复程度差异大

长6油层不同的注水时机对产量影响很大。

例如靖安油田和安塞油田长6油藏,分别对超前注水、同期注水和滞后注水三种情况进行了统计,超前注水产量保持水平高,递减幅度小,稳产时间长。

靖安油田从油井投产8个月产量对比来看(图3),超前注水、同期注水、滞后注水见效和滞后注水不见效四种情况对应日产油分别为7.39、3.98、3.24和1.73t ,产量比例为4.27:2.3:1.87:1,超前注水产量是同期注水产量的1.86倍、是滞后见效产量的2.28倍

。

图3　靖安油田不同注水时机油井日产油量对比

安塞油田从油井投产9个月产量对比来看,超前注水、同期注水、晚期注水三种情况对应日产油分别为4.44、3.84和3.32t ,同期注水产量是超前注水

产量的86.5%、晚期注水产量只有早期注水产量的74.77%。

安塞油田实验表明(图4),当地层压力降低后,储层骨架发生弹～塑性变形而造成孔隙减小,渗透率受到了伤害,再提高地层压力到原来值,渗透率仅恢复到原来值60.8%,造成产量恢复程度低,而超前注水可以较好地保持地层压力,提高单井产量,延长稳产时间

。

图4　安塞油田某岩心煤油渗流特征曲线

采用超前注水对提高特低渗透油藏开发效果具有相当重要的作用。

①超前注水可以建立有效的压力驱替系统由压力梯度剖面可以看出(图5),超前注水可以提高油水井之间的驱替压力梯度,当超前注水达到一定的时间后,可使油水井之间驱替压力梯度均大于启动压力梯度。因此,对于特低渗透油藏,采用超前注水,可以建立有效的压力驱替系统,从而提高单井产量。

②超前注水降低了因地层压力下降造成的渗透率伤害

油藏开发前覆盖在岩石上的压力(外压)与油藏压力(内压)及岩石骨架承受的压力处于平衡状态,当流体流出后,在没有注水补充情况下,压力平衡遭破坏,在外压和内压压差达到一定时,岩石颗粒变形,从而孔隙体积变小,流体渗流能力变差,超前注水避免了储层因压力下降而造成的伤害

。

图5　油水井距离与压力梯度关系图

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