任丘雾迷山组油藏挖潜技术研究

任丘雾迷山组油藏挖潜技术研究
冯国庆;王宇;刘竟成;宋社民;王亚洲
【摘要】雾迷山组底水油藏已经进入特高含水、高采出程度开发阶段,绝大部分油井发生水淹,可采储量计算结果表明油藏还有相当大的增油潜力.根据油藏的特征建立底水油藏单井渗流模型,算出该油藏高含水阶段的合理井网密度.任9、任11山头的井网密度较低,在其腰部和脊部可以侧钻大斜度井或水平井;任6、任7山头的井网密度较高,重点应该放在合理调整注采井的关系上.
【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2010(012)002
【总页数】3页(P32-34)
【关键词】底水油藏;高含水;挖潜;井网密度
【作者】冯国庆;王宇;刘竟成;宋社民;王亚洲
【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都,610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都,610500;重庆科技学院,重庆,401331;中石油华北油田分公司,任丘,062552;中石油华北油田分公司,任丘,062552
【正文语种】中文
【中图分类】TE357
经过三十多年的开采，任丘雾迷山组油藏目前已经进入特高含水、高采出程度开发阶段。

油藏稳产难度很大，充分发挥剩余油挖潜技术成为稳产的主要措施，利用常
规技术手段挖掘剩余油的难度越来越大。

目前在剩余油富集区增加井网密度和老井侧钻斜井或水平井已经成为共识。

但是针对碳酸盐岩潜山油藏井网井距的研究仅仅局限于开发初期和中期，目前很少有专门针对潜山油藏高含水阶段井网密度和注采关系的研究。

任丘潜山油藏主要储集层为中元古界蓟县系雾迷山组地层，岩性以硅质白云岩为主，含油面积为58km2。

储集空间形态为孔、洞、缝 3 种类型［1］，主要形成了溶洞-裂缝型和裂缝-孔隙型2类储层。

油藏处于高含水后期开发阶段，地质储量采出程度为32.8%，综合含水率94.9%。

油水界面上升逾400m，界面下水淹体积达90%左右，界面上剩余含油厚度50m 左右，仅在局部潜山地貌高点和锥间残留有少量纯油柱高度。

水驱效果越来越差，水淹体积中剩余油表现为十分复杂的不连续分布状态［2］。

根据不同开发阶段的特点，有针对性地采取了一些增油挖潜技术，如油井酸化、卡堵水、降压开采和综合治理技术［3］。

目前地质储量采出程度已经超过了20世
纪90年代利用水驱特征曲线标定的采收率。

柏松章认为比较适合潜山油藏的递减规律是如式（1）所示修正过的柯佩托夫递减规律。

只要华北油田进入递减阶段，应用这种递减规律都可以得到比较好的预测规律［1］。

式中：Np—累计产油量，t；t—时间，月；a，b，c—常数。

笔者利用此递减关系式计算目前阶段雾迷山组油藏的可采储量，得出可采储量为
12 911×104t，相关系数为0.999 7，比采出量多近600×104t。

利用Arps递减
规律（见图1），当t→∞时的累积产油量作可采储量，为1.253 5×108t，也比标定的可采储量高。

这说明油藏目前虽处于开发晚期，但是油藏的开采潜力仍然巨大，探讨井网加密和老井侧钻很有必要。

由于雾迷山组油藏是典型的底水裂缝性油藏，储层厚度大于油藏高度，垂直或高角度裂缝发育，隔层不连通，在油藏形成过程中不起封隔作用。

根据岩心统计资料
［1］，多数裂缝面倾角大于70°，大部分达到80°以上，而潜山顶面由于长期受
风化剥蚀作用，水平微裂缝发育。

对于裂缝性油藏而言，毛细管力的作用较小，一般可忽略。

而对于底水块状油藏，则必须考虑重力的作用。

根据裂缝性底水块状油藏的特点，将单井模型抽象为部分打开的圆形底水油藏［4］。

针对流体不可压缩、粘度不变和垂直一维流动的情况，忽略毛细管力而考虑重力，经过一系列数学变换，可得到高含水期的井网密度公式［4］：
式中：Kv—油藏垂向渗透率，m2；Kh—油藏的水平渗透率，m2；ρo—油藏条件下油的密度；ρw—油藏条件下水的密度，kg/m3；Krw—水相的相对渗透率，无
因次；Kro—油相的相对渗透率，无因次；Swc—束缚水饱和度，f；Kro(Swc)—
束缚水饱和度下的油相相对渗透率，无因次；h—油藏含油厚度，m；l—打开厚度，m。

雾迷山组油藏目前开井生产的采油井有165口，采油井有效井网密度为2.845口
/km2，原油密度为0.864 g/cm3，油层有效厚度为167.1m，油藏初始打开程度20%~30%，平均25%。

含水率与相对渗透率的关系式为：
式中：fw—地下含水率；μo—地下原油粘度；μw—地层水粘度。

目前开发阶段各区块的井网密度见表1，任57区块含油面积仅为0.6km2。

根据
目前生产状况，得出油相相对渗透率为0.331。

由于雾迷山组油藏的高角度缝和近乎垂直缝发育，随着时间推移，底水窜进明显。

底水的窜进主要在垂直方向，而底水封堵的剩余油在水平方向移动很慢，垂直渗透率与水平渗透率的比值Kv/Kh增
加显著。

在统计的基础上推算目前Kv/Kh的比值为 4.21，代入式（2）计算，得
出目前适合的井网密度为2.50口/km2。

任6、任7山头实际的井网密度已经超过目前合理的井网密度。

在此基础上进行挖潜，重点应放在调整注水井和采油井的关系上，通过合理调整注采关系，使油藏潜
力得到进一步挖掘。

而任9、任11山头井网密度低于或接近合理的井网密度，为
了挖掘这两个山头的潜力，在充分认识剩余油分布的基础上，可以适当钻少量加密井，或者在原有井位的基础上，侧钻一部分大斜度井和水平井。

作为油藏主要的增油挖潜技术，在1986年开始尝试斜井开发，仅当年就有6口斜井相继投产，任斜1-1井初期日产高达150t/d，其余几口井的日产也达到或接近150t/d，开发效果良好。

在90年代中期，随着油田产量的进一步递减，又对油田的一部分无产能和低产能井进行侧钻，充分挖掘锥间剩余油。

侧钻前后情况如表2所示，除任238、任324井以外，其余井的侧钻开发效果均
比较理想。

截至2008年6月，13口井累积增油31×104t。

特别是任15井，虽然侧钻后含水高达80%，但依然增油3×104t。

为了提高油井生产能力，减少水锥影响，增大波及系数，除钻大斜度井开采外，还进行了水平井采油实验研究。

油田近期开发任平3、任平4和任平5井，任平3
井和任平4井的投产初期日产油达到16 t/d，任平4井的投产初期日产油达到24 t/d，两者投产初期日产油分别是油田平均水平的4倍和6倍。

这符合理论计算出的水平井相对于直井的产能倍数。

任平5井生产时间仅3个月，暂时无法绘出产
油曲线进行分析。

但从前3个月的产量来看，其平均日产油达到54 t/d，是整个
油田平均单井日产油的10倍以上。

这表明基本达到挖潜目的，开发效果较好。

实践证明，钻调整井的增油产量主要来自于过渡带、油水界面以上的纯油区以及附近的水锥区，而在油水界面的水淹区效果不太显著。

通过取芯资料和综合研究成果，油水界面以下水淹带的小型孔洞内含油仍然相当饱满，微裂缝也普遍含油。

大量的实验表明，在裂缝-溶洞介质油藏中驱油方向，驱替液、被驱替液的粘度比，介质的结构特性和选择润湿性对驱油效率影响较明显。

合理调整注采井的关系，改变注入水的驱替方向，对增加驱油效率，最终提高采收率有重要意义。

雾迷山组油藏处于特高含水和高采出程度阶段，油藏递减规律分析表明油藏生产潜
力仍然较大。

目前雾迷山组油藏的合理井网密度为2.50口/km2，在任9、任11
两个井网密度较低的山头，适当钻少量加密井是可行的。

实际开发结果表明，斜井和水平井在油藏后期开发挖潜中具有推广价值。

建议对油藏注采井的关系进行研究，充分挖掘水淹带的剩余油，进一步提高油田的采收率。

Key words：bottom-water reservoir；high water cut；potential tapping；well spacing density
【相关文献】
[1]柏松章.碳酸盐岩潜山油田开发[M].北京：石油工业出版社，1996.
[2]张淑娟，刘大听，杨玉祥.任丘潜山油藏剩余油分布模式及挖潜方向[J].石油地质与工程,2007，
21（5）：50-54.
[3]耿玉广，张宝庄，杨迪.任丘潜山油藏开发中的增油挖潜系列技术[J].石油钻采工艺,2000，22（6）：45-50.
[4]吕爱民，姚军.裂缝性碳酸盐岩底水油藏合理打开程度与合理井距[J].石油勘探与开发,2008，35（1）：97-100.
[5]朱婧，张烈辉，吴锋,等.塔河碳酸盐岩缝洞性油藏单井递减规律研究[J].重庆科技学院学报(自然
科学版)，2009，11（2）：14-16.
[6]田平，许爱云.任丘油田开发后期不稳定注水开采效果评价[J].石油学报,1999，20（1）：38-42. Abstract：Wumishan reservoir is a bottom-water-drive reservoir，and it is in high water
cut stage and of high degree of reserve recovery.At present,most producers have been submerged by water.So it is difficult to recover the remaining oil.The calculation results demonstrate that the reservoir has remaining oil in ground.Based on the characteristics of the reservoir，a single well flow model of partly opened bottom-water-drive reservoir is applied to obtain the reasonable well spacing density.The well spacing on the top of buried hill Ren 9 and Ren 11 is low.High angle deviated wells and horizontal wells are recommended to be set on the buried hill slope and buried hill ridge.The well spacing on the top of buried hill Ren 6 and Ren 7 is high.It is necessary to adjust the relationship of injectors and producers.。