木34区油藏开发技术探讨

程 辰，朱玉双，马春林，李文伟，桑轼辙

(1.西北大学 大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069;2.西北大学 地质学系，陕西 西安 710069;3.长庆油田第二采油厂产能建设项目组，甘肃 庆城 745100)

木34区油藏开发技术探讨

程 辰1，2，朱玉双1，2，马春林3，李文伟3，桑轼辙3

(1.西北大学 大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069;2.西北大学 地质学系，陕西 西安 710069;3.长庆油田第二采油厂产能建设项目组，甘肃 庆城 745100)

马岭油田木34区延10油藏目前处于开发前期阶段，为了延长低含水采油期，需要确定与之配套的前期开发技术。采用油藏工程论证及数值模拟的方法，确定木34区合理井网密度为15口/km2，射孔程度应控制在20%以内，地层能量下降到原始地层压力的80% ～90%时转入注水开发较为合理，合理注水强度为2.7 t/m·d，合理采液强度为0.8 t/m·d，油井井底合理流压为3 MPa，合理生产压差控制在1.5～3 MPa，更加有针对性的挖潜油藏。

马岭油田;边底水油藏:油藏工程论证;数值模拟;开发参数

木34井区位于马岭油田，主力含油层为侏罗系延安组延10层位。鄂尔多斯地区延10期的沉积面貌大体上仍继承了富县期的特点，形成了广泛的低弯度河流沉积体系。研究区延10油层组为辫状河沉积体系［1］。

本区延10油藏为构造油藏，储层为河流相砂岩［2］，构造呈现出中部高、四面较低、北东部较为平缓的鼻状隆起的特征。油水分异明显，底水分布范围涵盖整个区域，且厚度较大，油藏驱动类型为弹性水压驱动。

木34区测井解释平均孔隙度为13.38%，渗透率45.98×10－3μm2，平均单井油层厚度 10.9 m，油层中深 1 885 m，原始地层压力 16.5 MPa，饱和压力 0.973 MPa。

地层原油粘度 3.726 MPa·s，原始气油比 5.26 m3/t，地层原油密度 0.811 5 g/cm3，压缩系数 0.934 × 10－3/MPa，地层水分析资料表明，原始地层水矿化度为6 110－13 130 mg/L，pH 为 6.8 ～7.9，水型为 Na2SO4。

1 油田开发效果

马岭油田木34区木 34－1，木34－02最先于 2010年 7月投产，至2011年6月，共有采油井24口，开井22口，无注水井。井口日产液水平167 t，日产油水平95.4 t，平均单井日产油水平5.2 t，综合含水33.1%，平均动液面906 m，采油速度保持在3%范围内，单井产量保持在5 t/d。

1.1 注水必要性

马岭油田木34区延10储层在开发过程中依靠自然产能开发。油藏饱和压力低，原始气油比低，边底水能量有限。经测算，采用自然能量开发，油藏的最终采收率不足10%。因此仅仅依靠自然能量开采，达不到油田高产的目的。

根据润湿性资料分析，延10油层为亲水性润湿。岩心敏感性试验分析结果，研究区储层为弱速敏、弱水敏、弱盐敏、弱酸敏、弱碱敏，整体呈弱敏感性，注水开发不会对储层造成明显伤害。

1.2 井网适应性

该区采用井距300 m的正方形井网，从以下两个方面分析其井网适应性。

一是井网的灵活性较强，初期井距较大，为后期扩边加密提供空间。且在后期可以将角井转注成为排状注水。

二是高产油井保持低含水开发。除了东南部油井受边水内推的影响导致含水上升外，内部大部分油井保持低含水开发。

1.3 水驱效率预测

该区水驱采收率的预测分别依据俞启泰，陈元千，童宪章推导出的三个经验公式，计算得出认为木34区侏罗系水驱采收率定为20%左右较为合理。

1.4 能量保持状况

研究区原始地层压力为 6.5 MPa，饱和压力为 1.009 MPa，由于研究区自开始生产以来没有进行测压，因此利用公式估算，即:流压=(井深—动液面深)*混合密度*g。由此估算出8口有连续一年的动液面数据的井的历月流压，并得出流压的递减率。据此推测，现今边底水活跃程度从研究区中心至外缘逐渐降低。在日后部署开发方案时，注水开发应当首先考虑研究区外缘处能量急需补充的井作为注水井。

2 开发技术探讨

2.1 井网密度

井网密度受地层物性及非均质性、原油物性、开采方式与注水方式等因素的控制，是油田开发中影响开发技术经济指标的重要因素之一。加大井网密度，有利于油田采收率的提高，但是从经济角度来说，过高的井网密度会由于成本过大而使经济效益缩减［3～6］。因此，确定合理的井网密度尤为重要。

本次研究采用两种计算办法综合确定合理井网密度。

1)满足一定采油强度的井网密度。木34地区延10油藏采用正方形反九点井网，注采井数比为1:3，储量丰度为48 × 104t/km2，含油面积为 2.6 km2，单井日产油 3 t/d，年生产时间365 d，当采油速度为2%时，计算的井网密度为15口/km2。

2)满足经济极限的井网密度。综合钻井成本1 000元/m，地面建设投资132万元/口，投资贷款利率6.39%，原油商品率0.957，油价为 $107/桶时，延 10油藏经济最佳井网密度为15.18口/km2，经济极限井网密度20.1口/km2。

考虑到长庆油田侏罗系开发的实际经验，综合研究认为木34区井网密度以15口/km2，现今井网密度约为12口/km2，可以适当进行加密。

2.2 射孔程度及位置

边底水油藏的射孔程度，是开发边底水油藏的重要参数。射孔程度高易造成见水快，射孔程度低则油井产能低。根据鄂尔多斯盆地底水油藏的实际经验，油层与水层直接接触时，射孔程度应小于20%;油层与底水之间为薄泥质隔层或致密砂岩时，射孔程度小于30%;油层与底水之间有较好的大于2 m的泥岩时，射孔程度小于40%［7－9］。

木34区油藏为边底水油藏中油水层直接接触的I类油藏。边底水分布范围广，容易造成含水上升。据统计研究区28口油井的资料，平均单井油水层厚度为10.9 m，射孔厚度2 m，平均射孔程度只有19%，射孔程度位于油藏顶部，这为日后低含水开发做了铺垫。水井投注时也应该从上至下射孔，射孔程度控制在 40% 以内［10－12］。

2.3 转注时机

低渗、特低渗油田具有注水开发困难、油井见效缓慢、自然能量开采递减快，采收率低的特点，因此如何有效开发该油藏，提高地层能量，选择合理的注水时机十分重要。

1)通过总结历年开发经验认为，对于边底水油藏，由于早期采用天然能量开采，使得地层压力下降，若是盲目过早注水补充地层压力，则很可能造成油井暴性水淹，反而达不到油田增产的目的［13］，当地层能量下降到原始地层压力的70% ～80%时，转入注水恢复地层压力开发较为合理［14］。

2)利用ECLIPSE数值模拟软件，在动态分析和历史拟合的基础上，进行三种方案预测，即①地层压力保持在90%的水平时转注。②地层压力保持在80%的水平时转注。③地层压力保持在70%的水平时转注。预测十五年。由表知，在地层压力90%～80%的时候采出程度较高，因此可以预见该区块转注时机在地层压力下降到原始地层压力80%～90%的时候效果较好。

90%时转注469 213 16% 96% 41% 4 80%时转注 449 209 14% 95% 40% 2 70%时转注439 899 13% 94% 39% 1

2.4 注水强度

人工注水是油藏实现“控水稳油”和高效开发的有效途径［15］。但是若盲目注水则有可能造成裂缝开启，使底水上窜。因此，探讨合理的注水强度十分必要。

1)通过注采平衡原理得出的注水井的日配注量公式:

可以得出当日采油量为4 t/d时，注水强度为2.3～3.2 t/m·d。

2)利用ECLIPSE数值模拟软件，在转注时机一致的基础上，对注水强度进行预测，即①注水强度为0.9 t/m·d②注水强度为1.8 t/m·d。③注水强度为2.7 t/m·d。④注水强度为3.6 t/m·d.预测十五年。由表2知，随着注水强度的增大，累计采油量也随之增加，但当注水强度从2.7增至3.6时，其增加幅度已经很小。从累计产油量及注水成本等方面考虑，可以预见该区块注水强度在2.7 t/m·d左右为宜。

表2 不同注水强度指标对比

2.5 合理采液强度

对于边底水油藏，控制采液强度，有助于减缓单井含水上升速度，防止水锥的形成［16－17］。因此，确定合理的采液强度是保证稳产的重要手段。

1)通过对研究区各单井的采液强度及其含水率进行统计，可以看出研究区单井日产油量在4～10 t/d，含水率在80%以下时，其采液强度对应在0.5 ～1.5 t/m·d的范围内。

图3 采液强度与产油量关系图

图4 采液强度与含水率关系图

2)利用ECLIPSE数值模拟软件，在注水强度一致的基础上，对采液强度进行预测，即①采液强度为0.8 t/m·d.②采液强度为 1.0 t/m·d.③采液强度为 1.2 t/m·d.④采液强度为1.4 t/m·d.⑤采液强度为1.6 t/m·d。预测十五年。由表3知，高采液强度并不能达到高产出的目的，反而使含水率升高，且仅用了3年就到达80%的高含水时期。综合考虑，认为该区块合理的采液强度以0.8 t/m·d左右为宜，不宜过大。现今采液强度为0.93 t/m·d，建议控制采液强度。

表3 不同采液强度指标对比

2.6 合理流压

在地层能量保持一定的条件下，合理流压能够保证油井发挥最大生产潜力，确定合理的流压是确定合理的生产压差的关键［18－19］。本次研究从两个方面探讨合理流压。

1)对于边底水油藏，流压过大，会造成生产压差不足以驱动启动压力较大的中，低渗透带油层，特别是当储层非均质性较强的时候;流压过小，又会导致水锥的形成，加速底水的锥进［20］。根据泵口压力与最小流动压力的关系求出最小流动压力，最后得到最小流动压力与含水率关系。研究区初始含水率为30%，最终可求得最小合理流压为3.5 MPa。

2)利用ECLIPSE数值模拟软件，在采液强度一致的基础上，对井底流压进行预测，即①井底流压为1 MPa.②井底流压为3 MPa.③井底流压为5 MPa.④井底流压为 7 MPa。预测十五年。由表4知，随着井底流压的减小，累计产油量逐渐增加，但是增加幅度不大，可见井底流压研究区影响不大。综合考虑累计产油量及含水率等方面，以及研究区饱和压力低的特点，认为研究区合理流压为3 MPa。

表4 不同井底流压指标对比

2.7 合理生产压差

油井投产初期生产压差过大会导致水锥的形成，低含水期过大的生产压差会加速底水的锥进。在中、高含水期，生产压差过小又不足以驱动启动压力较大的中、低渗透带油层，造成采油速度过低［21］。本次研究通过两种计算方法确定生产压差。

根据最小流动喉道半径公式计算:可得生产压差3.1 MPa。根据合理压力保持水平和合理流压的关系，确定生产压差 1.4 ～2.9 MPa。

综合上述两种计算方法，可以确定研究区延10储层油层合理生产压差为1.5～3 MPa。

3 结语

1)对于马岭油田侏罗系油藏，由于天然能量开采的最终采收率过低，注水开发是必要的选择，综合多种方法，将木34区侏罗系延10油藏的水驱采收率标定为20%。注水开发应当首先考虑研究区外缘处能量急需补充的井作为注水井。比较适合研究区的井网为正方形井网。井网密度为15口/km2。

2)油井投产时的射孔位置从顶至下，射孔程度应控制在20%以内。水井投注时的射孔位置从顶至下，射孔程度应控制在40%以内。

3)当地层能量下降到原始地层压力的80%～90%左右时，转入注水开发较为合理。注水强度为2.7 t/m·d，合理采液强度为0.8 t/m·d，油井井底合理流压为3 MPa，合理生产压差控制在 1.5～3 MPa。

4)2012年可通过部分井转注的方式提高采收率，对油藏采液强度较大的井，应控制生产参数，保持合理的流压。

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P641.4+62

B

1004－1184(2012)05－0133－03

2012－06－05

国家科技重大专项(2008ZX05013－005)，资助西北大学地质系研究生科研实验资助项目(10DZSY030)

称辰(1988－)，女，陕西西安人，在读硕士研究生，主攻方向:油仓工程。