安塞油田坪北区强化注水提高开发效果

江汉石油职工大学学报

2008年07月

JournalofJianghanPetroleumUniversityofStaffandWorkers

第21卷 第4期

安塞油田坪北区强化注水提高开发效果

陈秀兰,叶青竹,聂光华,刘星

1.2222

(1.中国石油大学,北京昌平102249;2.中国石化集团江汉油田分公司勘探开发研究院,湖北潜江433124)

[摘 要] 安塞油田坪北区为低渗透裂缝性油藏。随着注水开发的推进,位于裂缝方向上的油井将逐步水淹,位于裂缝侧向上的油井见效困难,导致难于保持稳产。本文分析了坪北区强化注水的必要性和可行性,进行了油藏模拟研究,并结合矿场生产实践,得出了较好的历史拟合,据此提出合理强化注水开发指标和主要认识。[关键词] 安塞油田坪北区;低渗透油藏;裂缝;强化注水;注水强度;注采比;开发效果

[中图分类号] TE357.6 [文献标识码] A [文章编号] 1009)301X(2008)04)0008)05 安塞油田坪北区位于陕西省延安市安塞县和子长县境内。构造位置属陕北斜坡中部坪桥鼻褶带,为近南北走向倾角小于1b的西倾单斜,局部因差异压实作用发育低缓鼻状隆起。坪北区含油层位为三迭系延长组,储油层以三角洲前缘亚相水下分流河道和河口坝沉积为主,主要含油小层为长62层、长61层和长4+52层,其次为长21层。安塞油田坪北区于1998年5月投入开发,在产能建设上产阶段(1998年~2002年),采用排距150m、井距450m(井排方向平行于裂缝方向-北东75b)的行列注采井网开发,通过逐年滚动详探开发实施,基本达到方案设计要求;在加密调整、滚动扩边稳产阶段(2003年~目前),用陀螺测斜落实油水井地下位置,开展加密调整和滚动扩边工作,近几年年产油量持续稳定在17@104t。随着注水开发的进展,加密调整井网和滚动扩边详探的余地越来越小,为了改善油田注水开发效果,必须将注水井排上水淹二注井转注,拉水线强化注水,确保油田持续稳产。

4)发育多向垂直裂缝,天然裂缝分布方向有北东25b~45b和北西20b~45b两组,在原始地应力条件下呈闭合状态;人工裂缝方向为北东70b~80b,代表区域性水平最大主应力方向。

5)储油层敏感性以弱速敏为主;无水敏~弱水敏;无盐敏~轻度盐敏;有弱酸敏;无碱敏~弱碱敏。

6)原油性质好,具有低密度、低粘度、低沥青质的特点。平均地面原油密度为0.859g/cm,地下原油密度为0.782g/cm3;地面原油粘度为8mPa#s,地下原油粘度为2.7mPa#s;地层水总矿化度为8.4@104mg/l,氯离子含量为5.35@10mg/l,水型以氯化钙型为主。

7)原始地层压力为8.3MPa,油藏饱和压力为4.83MPa,原始气油比为56.2m3/t,原始油层体积系数为1.154,地层温度为50e。1.2 油藏开发特点

1)试油产量较高,平均单井日产油10.4t;由于油藏渗透率低、压力低,地层天然驱动能量不足,投产后产量下降较快,初期平均单井日产油3.4t,目前平均单井日产油1.2t。

2)油井无自然产能,需压裂投产。

3)油层束缚水饱和度高达39%,没有无水采油期和低含水期,投产初期平均综合含水已达33%。

4)油藏地饱压差小,只有3.47MPa;压力下降快,易脱气;油井抽油泵效低,只有30%左右。

5)油层温度低,只有50e,油井生产过程中易结蜡。6)油藏具有低渗透率与存在裂缝的双重性,注入水推进有明显的方向性,主要沿北东70b~80b人工裂缝方向推进。

-3

2

4

3

1 油藏地质开发特点

1.1 油藏地质特点

1)油藏构造平缓,油层埋藏较浅,油层深度1200m~1400m。地层倾角小于1b,构造对油藏无明显控制作用。

2)储集层以细砂岩为主,碎屑成份中斜长石最丰富,石英次之,为长石砂岩;粘土矿物主要为绿泥石,其次为伊利石,其平均相对含量分别占91.1%和8.9%;储层胶结类型主要为孔隙-薄膜型,胶结物主要为泥质和方解石,平均含量分别为4.6%和1.4%。

3)储油层物性差,属低孔隙度、特低渗透率油层,平均孔隙度为11%,平均渗透率为1.3@10Lm。

[收稿日期]2008-01-12

[第一作者简介]陈秀兰(1968-),女,高级工程师,1991年毕业于江汉石油学院采油工程专业,在江汉油田勘探开发研究院长期从事油田开发)

陈秀兰等.安塞油田坪北区强化注水提高开发效果

量与日产油量变化对比详见图1。

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2 强化注水必要性分析

安塞油田坪北区为特低渗透裂缝性油藏,一方面由于油层渗透率特低,另一方面天然裂缝与人工裂缝交错,导致注水后部分油井水淹,而另一部分油井难以见到注水效果,产量不断下降。为了防止注入水沿裂缝突进,坪北区长期采用温和注水方式开发,平均单井日注水量控制在10m3左右。近十年的注水开发表明,注入水推进具有明显方向性,主要沿北东70b~80b人工裂缝方向推进,在生产过程中表现出以下动态特征:

1)裂缝方向上的油井,即二注井易见水、易水淹,高含水井比例高于侧向井

对目前101口高含水油井(fw\60%)调查,其中57口为主向井,占高含水油井数56.4%;32口为侧向井,占高含水油井数33.7%;12口为边部井,占11.9%。主向高含水井基本为见注入水,侧向高含水井部分为见注入水,部分为压裂措施后,含水未降,分析为天然裂缝被压开,导致水窜;边部高含水井主要是受沉积环境影响,投产初期含水就高,为地层水。

2)注入水推进的方向性,使侧向油井地层驱动能量较低

坪北区属特低渗透、低压油藏,油井能量恢复缓慢,压力监测难度较大,历年测压井数较少。根据有限的地层压力资料认为,裂缝线方向地层压力远高于裂缝侧向地层压力。

坪北区自2002年以来,平均地层压力是呈回升趋势,由2.37MPa上升到目前的8.07MPa,压力上升较高的井主要是位于裂缝线上的二注井,平均地层压力由7.3MPa上升到11.49MPa,超过原始地层压力3.19MPa;侧向井地层压力近几年虽略有回升,但仍然较低,不足4MPa,仍比原始地层压力低4.3MPa。

3)日产液量主向上二注井高于侧向井,日产油量侧向井较主向井相对稳定由于侧向上油井地层能量一直较低,因而日产液量一直低于裂缝主向上的二注井,一般主向油井日产液量高于侧向油井(0.2~0.5)t/d,但由于注入水主要沿裂缝方向突进,二注井综合含水上升快,由2001年的49.6%上升到2006年的60%,导致日产油量下降幅度大,由1.5t下降到0.9t;侧向油井由于地层驱动能量不足,日产液量一直较主向井低,但综合含水比主向井上升较慢,由2001年的35.8%上升到2006年的40%,因而日产油量较主向井相对稳定,由1.6t下降到1.

图1 主向上二注井、侧向井日产液量和日产油量对比图

主向上二注井由于综合含水上升,产油量下降,侧向井由于地层驱动能量不足,产油量也在下降,导致坪北区稳产难度加大,因此考虑需要将水淹二注井转注,拉成水线强化注水,补充侧向油井地层驱动能量。

3 优化强化注水开发对笨

选取注水开发效果较差的北部P30-92-34-100井区,进行强化注水先导试验,并且要先进行油藏数值模拟研究,确定合理强化注水开发对策。

通过试验区内转注二注井,形成3排注水井排夹2排油井,由原来的行列注采井网开采方式转为沿裂缝方向线状注水、向裂缝两侧驱油的开采方式,详见图2。

图2 坪北区改善强化注水方式先导试验区注采系统布置图

3.1 建立油藏模拟模型

1)模型的建立

网格划分选择直角坐标网格系统,油区X、Y方向网格步长均为30m,纵向上建立一个模拟层(长61);总网格数为6099个。以克里金内插方法为主,建立网格参数场,包括孔隙度、渗透率、油层顶部深度、有效厚度等地质模拟模型。

2)历史拟合

通过历史拟合,可以看出试验区日产油量及综合含水与实际拟合较好,大部分单井综合含水得到较好拟合,整体拟合精度较高,说明模型采用的储层参数与油,

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标对比见表1。

表1 不同井网含水与采出程度对比表

方案方案1方案2方案3方案4

累积采油(m3)

133761132528123250172502

累积产水(m3)

412977332821252806411204

含水率(%)

90.488.485.386.2

日产油(m3/d)

4.34.44.46.8

采出程度(%)

10.810.710.413.9

3和图4。

3.2.2 地层压力保持水平与二注井转注时机优化

确定合理的压力保持水平是开发方案设计的基本

图3

坪北区改善强化注水试验区含水率拟合对比图

问题之一。若压力水平保持过低,井底流动压力将显著低于饱和压力,会导致采油井周围大面积脱气,引起原油粘度上升,流动能力降低,采油指数降低,产量迅速下降,最终会明显降低采收率。相反,如果压力保持水平过高,井口注入压力也会相应提高,以致接近或超过注水泵压上限,使增注余地变小,甚至不能实现注采平衡。因此,合理的注采压力系统,应以保持良好的开采条件,维持或提高单井产液量开采的需要为目的。

考虑坪北区目前地层压力,设计了四套方案,即地

图4 层压力分别降至原始地层压力的70%、60%、50%、40%时,二注井开始转注,利用数值模拟方法,比较不同注水时机、不同地层压力保持水平下的开发效果。

结果表明:地层压力降至原始地层压力60%左右(地层压力为4.98MPa),接近饱和压力(4.83MPa)水平时,二注井实施转注,并保持该压力,阶段末采出程度最高,达14.92%。根据理论分析认为,在地层压力降至饱和压力附近时注水,有利于提高波及体积,开发效果较好。主要是地层压力降至饱和压力时,地层中原油粘度最小,油水粘度比最低,同时原油中的溶解气逐步分离出来,且分离出的气体不参与流动,反而利用体积膨胀驱油,数模研究结果与该观点基本一致,不同转注时机开发指标对比表见表2。

表2 不同转注时机开发指标对比表

方案1234

地层压力

(Mpa)70%原始地层压力60%原始地层压力50%原始地层压力40%原始地层压力

预测时间(年)

30303030

累计采油104m3175691186381178398173112

采出程度(%)14.1614.9214.3813.95

3.2 注采井网和注入参数设计及优化3.2.1 注采井网设计及优化

根据试验区P30-92-P34-100井区井网调整情况和坪北区整体部署的初始井网,设计四种井网进行强化注水:

方案1:试验区保持初始设计井网不变,即已转注的3口二注井不转注,恢复为标准井网(15口油井,8口注水井);

方案2:试验区保持目前井网不变(11口油井,12口注水井);

方案3:试验区范围内二注井全部转注,形成排状井网(8口油井,15口注水井);

方案4:二注井转注,加密油井井排,形成排状井网(18口油井,15口注水井);

针对上述四种设计井网,在历史拟合的基础上对各方案进行开发效果评价。

优化结果表明,方案3、方案4的开发效果明显优于方案1、方案2,在同样采出程度下,方案3、方案4的含水率小于方案1、方案2,说明二注井转注开发效果优于不转注开发效果。而方案4的开发效果又优于方案3,在同样含水情况下,方案4比方案3采出程度提高2%,主要是方案4在二注井转注的基础上进行了井网加密调整,3.2.3 注采比设计及优化

坪北区微裂缝发育,裂缝监测资料表明,主要有三组裂缝,一组为北东70b~80b的人工裂缝,是目前主要水线推进方向,另外两组为天然裂缝,分别是北东25b~45b~

陈秀兰等.安塞油田坪北区强化注水提高开发效果

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程中,裂缝一方面可以提高注水井吸水能力,另一方面容易形成水窜,使采油井过早见水和水淹。裂缝的这种双重作用,使在二注井转注,进行强化注水过程中,必须保持适当的压力水平,确定合理注采比和注水强度,避免因注水压力过高,将隐裂缝变为显裂缝而引起水窜。因此,设计出5种不同的注采比:1.5、1.2、1.0、0.8、0.6进行预测对比,结果表明,注采比保持在1.0左右开发效果较好,对于沿裂缝拉水线强化注水,注采比可提高到1.2,不同注采比开发指标对比详见表3。

表3 不同注采比开发指标对比表

方案方案1方案2方案3方案4方案5

注采比1.51.210.80.6

转驱

时间

截止条件

累积累积累积综合产油产水注水含水(104m3()104m3()104m3)(%)

47.945.648.142.332.1

98.17.46.14.8

90

采出

程度(%)12.98

根据目前实际注水压力资料(见图6),确定最大井口注入压力为15.0MPa,则注水强度上升到(1.0~1.5)m3/m.d,注采比应达到1.5~2.0。

根据数值模拟研究及矿场实际情况,认为坪北区强化注水的原则一是要增加注水井点,提高波及体积,改善注水开发效果;二是二注井要适时转注,保持一定地层压力水平(60%原始地层压力),提高原油采收率;三是采用合理注水强度(1.0~1.5)m/m.d和注采比(1.5~2.0),优化注水开发。

3

2007.12037.116.12007.12037.117.32007.12037.117.12007.12037.116.52007.12037.114.6

88.313.9688.5

13.9

87.513.3285.611.77

根据不同方案数值模拟对比结果表明,对于坪北区这种特低渗透裂缝型油藏来说注采比偏低。因为,目前坪北区累计注采比已达1.09,但是侧向井地层压力仍然较低。因此,在搞清裂缝方向后进行沿裂缝线状注水,应采取注水强度和注采比相结合的方法进行合理强化注水,注采比和注水强度都应适当加大。

根据坪北区实际压裂施工资料,绘制了油层岩石井口破裂压力与油层中部深度关系曲线(见图5),其相关关系式为

:

4 强化注水开发效果

强化注水试验区从2006年以来,先后转注了3口二注井(P30-98井、P34-98井、P32-98井),见到了较好注水效果,详见图7。

图5 井口破裂压力与油层中深关系曲线

图7 强化注水试验区注采指标对应变化曲线图

P破=0.0123H+6.9236

式中P破--井口破裂压力(MPa)H-油层中部深度(m)

根据上述关系式,得出坪北区平均井口破裂压力为23.7MPa,推算井底破裂压力为37.4MPa。国内外低渗透油藏的开发经验表明,注水井井底压力不能超过地层破裂压力的85%。则注水井井底流动压力应控制在31.8MPa以内,因此井口注入压力应控制在18MPa以内,避免注入

, 从图7注采指标对应曲线看出,随着日注水量的增大,控制了产量的下降趋势。平均单井日产油量由0.8t上升到1.2t左右,取得较好的强化注水试验效果。试验区内的S143井、P33-97井在强化注水的基础上,进行压裂引效措施,两口井平均日产油由0.6t上升到1.6t,平均动液面深度由1350m上升到1182m,平均综合含水由30%上升到50%左右。在强化注水实施过程中,应加强动态跟踪分析,随时控制注水强度,及时调整工作制,

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线状注水,应采用合理注水强度和注采比,可以适当放大指标,但应有一定限制范围。

4)在强化注水过程中,应加强注水井和油井生产动态分析以及试井压力动态监测,及时调整工作制度,减缓注水后平面矛盾,控制油井含水上升速度,以期达到裂缝性低渗透油藏最佳强化注水开采效果,并且建立一套适合坪北区的强化注水技术政策和开发模式,达到持续稳产,提高原油采收率和经济效益。

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江汉石油职工大学学报,2007(2).

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速度。另外选取砂体中心的P40-86井到P40-94井、P42-86井到P42-92井两条水线进行了提高注水强度试验,平均单井日注水由10m3提高到23m3,注水强度由0.43m/d.m上升到1.01m/d.m,侧向井P41-87井受效较好,日产液量由3.2t上升到3.7t,日产油量由2.3t上升到3.1t,综合含水由27.8%下降到20%。

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3

5 主要认识

1)对于裂缝性低渗透油藏转为行列式线状强化注水,不仅可以增加水驱控制程度,而且最主要的是可增加波及系数和储量动用程度,促进侧向油井见效,减缓产量递减速度,保持较长期稳产。

2)应用油藏模拟研究,结合矿场实际生产情况,可确定合理强化注水开发原则和相应开采技术。进行合理强化注水,需防止盲目提高注水强度,避免造成注入水水窜和油井暴性水淹。

3)坪北区进行合理强化注水的原则:一是要增加注水井点,提高波及体积,改善水驱开发效果;二是要使二注井适时转注,保持适当地层压力水平,地层压力应保持在原始地层压力的60%左右,有利于提高原油采收率;三是采用合理注水强度(1.0~1.5)m/d.m和注采比(1.5~2.0),保持稳产。在搞清裂缝方向后开展沿裂缝进行行列式

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OnEnhancedWaterInjectionto

IncreaseDevelopmentEffectsinPingbeiAreaofAnsaiOilfield

CHENXiu-lan1.2,YEQing-zhu2,NIEGuang-hua2,LIUXing2

(1.ChinaPetroleumUniversity,ChangpingBeijing102249,China;2.Exploration&DevelopmentResearchInstituteofJianghanOilfieldCompany,SINOPEC,QianjiangHubei433124,China)

Abstract:PingbeiAreaofAnsaiOilfieldislowpermeabilityfracturedreservoirs.Alongwiththeadvanceofwaterin-jectiondevelopment,someoilwelllocatedonthefracturedirectionwillbegraduallywaterfloodedandsomeoilwellslocatedonthefracturelateralwillberarelyeffective,resultinginhardstableoilproduction.TheauthorsanalyzethenecessityandfeasibilityofenhancedwaterinjectioninPingbeiAreaofAnsaiOilfield,conductoilreservoirsimulationresearchandgainbetterhistorymatchinaccordancewithminefieldproductivepractice,thusputtingforththemainrecognitionsandsomereasonabledevelopmentindexesofenhancedwaterinjection.

Keywords:PingbeiAreaofAnsaiOilfield;LowPermeabilityReservoirs;Fracture;EnhancedWaterInjection;WaterInjectionIntensity;Injection-productionRatio;DevelopmentEffects

[责任编辑 周显斌]