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。

9

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 …… 此处隐藏：6266字，全部文档内容请下载后查看。喜欢就下载吧 ……