锦29块低渗透性油藏二次开发可行性研究

朱传喜

（中国石油辽河油田分公司锦州采油厂，辽宁锦州 121209）

锦29块杜家台油层是典型的深层低孔低渗储层，该块自1981年6月投产以来，一直依靠天然能量进行低速开发，目前停产。分析认为，造成断块开发效果差的主要原因是原开发方式不合理，构造、储层“四性”关系及油气水分布等地质特征落实程度较低。为有效挖掘其剩余油气潜力，有必要在油藏特征研究的基础上对其进行开发效果评价及二次开发可行性研究，提出注水可行性方案，以最大限度提高该块采收率。

1 油藏特征

锦29块位于辽河凹陷西斜坡南端，是由南北两条正断层夹持的长条型背斜构造，内部被5条断层切割成五个小断块，构造形态为北东－南西走向，地层倾角4°左右，开发目的层为杜家台油层，含油面积2.3 km2，油层厚22.7 m，地质储量231×104t。

储层为扇三角洲前缘亚相沉积，纵向上砂体长期发育反复迭加呈互层状，横向连续性差，其储层物性上表现出孔隙度和渗透率低、碳酸盐和泥质含量高，平均孔隙度为12.2%，平均渗透率为31.5×10－3μm2。

油层埋藏深度为2850～3200 m，单层厚度较薄，最厚6.2 m，最薄0.6 m，一般1～3 m。该块纵向上具有三套油水组合，杜Ⅱ油层组连通较好，砂岩连通系数为72%，杜I、Ⅲ油层组砂岩连通系数分别为58%、52%。纵向上油层分布很不均匀，杜Ⅱ组最厚，杜I组其次，杜Ⅲ组最薄。油藏类型为层状岩性构造油藏。

地面原油密度0.8277 g／cm3，原油粘度（50℃）3.39 mPa·s，凝固点22.6℃，含蜡量4.48%，胶质和沥青质含量4.31%；地层水类型为碳酸氢钠型，总矿化度5539 mg／L。

2 开发效果评价及目前存在问题

2.1 油藏开发效果评价

（1）多数油井初期能够自喷，但产量递减快。杜家台油层19口投产井，其中有12口井初期以自喷方式投产，占投产井数的63.2%，自喷井初期产量较高，平均单井日产油21.3 t，日产气10931 m3，但产量递减快。1984年区块产量开始大幅递减，1987年以后，尽管采取各种增产措施，采油速度始终在0.2%以下。

（2）具有溶解气驱特征。该块原始气油比为223.4 m3／t，油井投产后表现出生产气油比大幅度上升、产油量下降且油藏压力下降快等特征。2007年地层压力为17.99 MPa，已低于饱和压力25.07 MPa，反映出该油藏具有溶解气驱动特征。

（3）边底水较弱，地层供液能力不足。杜家台油层储层物性较差，天然能量不足，普遍表现为供液能力差、产量递减快。统计杜家台油层投产井，平均生产厚度59.4 m，初期平均日产液21.3 t，采液强度仅0.36 t／（d·m）。

2.2 目前存在问题

（1）依靠天然能量开发，油井产量递减快，区块采出程度低。试油试采资料显示：断块边底水不活跃，天然能量不足。油井投产后一直采用天然能量开发，没有稳产期，产量呈指数递减，递减率达20%以上，区块投产27年，原油采出程度仅4.72%。

（2）地层压力低，油层脱气严重。该块原始地层压力30.04MPa，饱和压力25.07MPa，地饱压差4.97MPa。开发至1988年6月，地层压力降至12.8MPa，油层严重脱气。从原油采出程度和天然气采出程度也可看出这一点。

（3）区块井距大，储量控制程度低。该块初期采用350m井距正方形井网投产，只有锦2－14－024井区局部加密为250m井距，单井控制地质储量15.8×104t。由于储层物性较差，油井泄油半径小，储量动用程度低，井间存在未动用区域［1］。

（4）目前开发方式不完全适应油藏进一步开发的需要。衰减曲线法和指数递减法预测目前开发方式下采收率只有4.72%，目前油井供液差反映出地层压力低，需要转换开发方式，补充地层能量。

3 二次开发可行性研究

3.1 原油性质有利于注水开发

根据高压物性资料统计，50℃原油粘度3.39 mPa·s，原油性质为稀油，适合注水二次开发。

3.2 砂体的连通状况较好

据目前所有完钻井统计，杜家台油层砂层连通系数75%，油层连通系数66%，主力油层砂层连通状况较好，有利于注水实现二次开发。

3.3 储层渗流物理特征研究

3.3.1 储层岩石的表面润湿性研究

润湿性是储层岩石的一个重要物理性质，它既会影响到毛管压力的状态，又会影响到地层流体的驱替效率。一般情况下，油层润湿性与渗透率有明显关系，空气渗透率小于300×10－3μm2的油层，一般是偏亲水；渗透率大于1200×10－3μm2的油层一般是偏亲油［2］。这种规律变化主要受束缚水饱和度的影响。随着渗透率降低，泥质含量的增高，束缚水饱和度也增高。当束缚水饱和度增加到25%～30%以后，油层润湿性由亲油向亲水转化。

该块属于低渗透油藏，泥质含量较高（11.4%），束缚水饱和度为33.67%，油水相对渗透率曲线交点处的含水饱和度为57.5%。实验结果表明该块为强亲水储层（见表1）。

表1 锦29块杜家台油层润湿性实验结果

3.3.2 毛管压力曲线研究

多种资料表明：毛细管压力曲线的主要组成部分越是接近纵横坐标轴，微观孔隙结构越好，渗透率高，排驱压力低；越是远离纵横坐标轴，微观孔隙结构越差，渗透性差，排驱压力高［3］。因此，应用毛管压力曲线不仅可以研究储层的孔隙结构，测定储层的生产能力，还能评价储层的储渗性能。锦29块在2口系统取心井中共取38块样品做了压汞试验。试验结果见表2。从实测的毛管压力曲线的形态特征上看，该块属于典型的低孔低渗油藏。

表2 毛管压力曲线特征参数统计

3.3.3 岩心油水相对渗透率曲线研究

对锦29块的锦2－14－25井2块岩心进行了油水相对渗透率测定，测定结果为：束缚水饱和度平均为33.67%，残余油饱和度平均为30.6%，两相共渗区较宽，相跨度为35.73%，油水两相相对渗透率曲线交点值为57.5%，大于50%，油藏岩石表现为亲水特征，有利于注水开发。

3.3.4 储层敏感性分析

岩石室内研究表明，该块储层盐敏损害程度为弱损害，临界盐度在2500mg／L左右，为强水敏性储层（见表3）。

表3 储层敏感性试验结果

3.3.5 水驱油效率研究

水驱油实验中，明显看到随着注入倍数的增加，注入压力不断升高（见图1），表明该块注水受渗透率、孔隙度小以及粘土膨胀发生敏感性的影响，实施注水较为困难，因此在注水过程中一定要控制水质以及进行防膨等储层保护措施。另外，在水驱油实验中，测得见液压力为2.3 MPa左右，表明该块注水存在启动压力，具有非达西渗流特征。

图1 样品水驱油试验结果

3.3.6 注水开发可提高采收率

从理论分析和预测水驱砂岩油藏采收率经验公式来看（见表4），该块注水二次开发最终采收率为21.5%，比天然能量开发提高16.82%。

表4 锦29块采收率预测方法统计

4 二次开发油藏工程设计

4.1 设计原则

（1）以次级断块为单元，合理完善油藏的注采系统；

（2）该块含油面积小且形状不规则，采用反九点面积注水方式；

（3）鉴于目前油层脱气严重，采油方式上立足于机械采油；

（4）在满足采油速度、一定稳产年限的前提下，争取获得较高的采收率。

4.2 具体部署

（1）井网井距：采用一套开发层系，考虑该块储层物性差的实际，确定合理井距为180m，目前井距为252m，实施加密井6口，实现正方形注采井网。

（2）注水方式：该块注采比确定为1∶1.5，主体部位采用面积反九点法注水，边部实行点状注水。

（3）水质要求：根据水质物模实验结果，参照中国石油行业标准SY－5329－94碎屑岩注水水质标准，该块注入水水质要求见表5。

（4）注采压力系统及合理压力水平的确定：注水井最大流动压力不超过破裂压力的70%～80%，生产井的流动压力约为饱和压力的80%。

表5 锦29块注入水水质要求

5 结论与建议

（1）锦29块杜家台油层为深层低孔低渗油藏，可采用注水方式实施二次开发。

（2）该块储层物性较差，部分井需进行压裂，有必要进行压裂监测，以识别和判断压裂裂缝的规模、走向，为搞好注水开发提供准确信息。

（3）该油藏储层具有非达西渗流特征，开发过程中应加密井网，超前注水以提高压力来降低启动压力，达到高效开采。

（4）锦29块纵向上三个油层组储层物性差异性较大，应采用分注分采方式，降低油层纵向矛盾。

［1］刘吉余.油气田地质开发基础［M］.北京：石油工业出版社，2006：364－367.

［2］葛家理.油气层渗流力学［M］.北京：石油工业出版社，1982：25－26.

［3］付晓燕.低渗透储集层微观水驱油机理研究［J］.新疆石油地质，2005，26（6）：681－683.

［4］秦同洛，李璗，陈元千.实用油藏工程方法［M］.北京：石油工业出版社，1989：232－234.