低渗透裂缝型砂岩油藏开发调整技术研究

江 山，龙光华(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北 荆州 434023)

低渗透裂缝型砂岩油藏开发调整技术研究

江 山，龙光华(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北 荆州 434023)

靖安油田大路沟二区为裂缝性低渗透油藏，裂缝性水窜现象比较严重。目前该区面临着油井含水上升明显、单井产能低等问题，急需进行开发方式调整。利用GOCARD建模软件建立地质模型，采用ECLIPSE数值模拟软件进行加密方案优选调整。综合分析后认为，地层压力上升及裂缝高渗带发育是含水上升的主要原因；储层物性差、水驱储量动用程度低导致单井产能低；中部合理的加密方式为缩小排距的加密方式。

低渗透油藏；裂缝；数值模拟；加密调整

靖安油田大路沟二区勘探始于1995年，采用菱形反九点井网和矩形井网，按照超前注水方式持续建产。该区储层物性差，非均质性强，裂缝、高渗带发育，注水强度大、单井产能低、含水上升快，甚至水淹。针对以上出现的问题，笔者对该区块采用数值模拟的方法进行加密方案调整优选，以确定合理的开发方式，为低渗透裂缝油藏开发提供理论指导。

1 油藏概况

靖安油田大路沟二区位于陕西省2市(榆林市、延安市)3县(靖边县、安塞县、志丹县)境内。含油层系为中生界三叠系延长组长6油层组，可进一步划分为长61、长62和长63，其中长61是该区的主力含油层系，砂体相对发育，含油性好，油层埋深1680m左右。构造为东高西低的西倾单斜，主要受上倾方向致密层与砂体侧变带所形成的圈闭所控制，构造变化简单，无断层和大型的基底隆起，单斜坡度一般小于1°，平均坡降8～10m/km，斜坡上发育一系列由东向西倾没的低幅鼻状隆起，圈闭规模较小，轴长5～20km，轴宽0.5～3km。主要的沉积微相有水下分流河道相沉积和分流间湾相沉积。

到目前为止，已探明含油面积101.8km2，探明地质储量5836.24×104t，动用含油面积72.68km2，动用地质储量4512.08×104t，累计建产64.1×104t。该区已完钻的各类探井和开发井共844口，其中油井开井数为555口，水井开井数为215口。日产油760t/d，平均单井日产油1.37t/d。

2 含水上升原因分析

对目前高含水井进行分析认为，造成油井含水上升快的主要原因有以下几点：

1)地层压力对油井的影响 通过研究发现，随着地层压力的上升，主侧向油井含水呈上升趋势。当主向油井压力保持水平大于99%(11.4MPa)，侧向油井压力保持水平大于107%(12.3MPa)，油井含水开始上升。当主向油井压力保持水平大于140%(16.1MPa)，侧向油井压力保持水平大于153%(17.6MPa)，油井水淹。

2)裂缝高渗带的发育对油井的影响 长6储层的裂缝较为发育，且以构造裂缝为主；岩心上的裂缝不是很发育，且以水平层间裂缝为主，高角度微裂缝相对不发育，以直立缝为主，不同部位裂缝发育的程度存在一定差异。

3 单井产能低原因分析

1)储层物性差 通过对岩心观察统计发现，全区平均孔隙度为11.63%，平均渗透率为0.77×10-3μm2(见表1)。油藏西部油井平行层理发育，层理类型单一而厚度大，当岩心出筒时，原油沿着平行层理的层理面呈环状外渗。而东部储层主要发育板状及斜纹交错层理，非均质性增强，渗流能力明显变差。

表1 单井产量与孔隙度、渗透率的关系

2)水驱储量动用程度低 大路沟二区目前吸水不均匀井比例高，平均单井射孔厚度14.8m，射孔程度53.9%，单井吸水厚度14.7m，水驱储量动用程度64.6%。

3)增产措施适应性差，措施后提液幅度不明显 大路沟二区低产井、见水井较多，历年共实施油井进攻性措施84口，有效井44口，有效率52.4%，措施后增液幅度不明显，部分井含水上升幅度大。

4 合理加密方式论证

图1 油藏数值模拟中部工区图

2)历史拟合 应用Eclipse数值模拟软件进行模拟研究，通过采用局部网格加密的方式对大孔道、裂缝进行模拟。历史拟合的过程中对油藏储量、地层压力、综合含水率、区块产油、产水、单井日产油、单井日产水等开发指标进行拟合。模拟区实际地质储量为5073.69×104t，拟合地质储量为5270.44×104t，绝对误差为196.75×104t，相对误差为3.8%。

3)方案研究区域 该方案研究区域为中部井区，共有172口注采井(见图1)。

图2 不同加密井网示意图

根据中部裂缝分布的特征，设计出3套加密及调整方案[1-3]。方案1：采用油井间加密1口的方式，角井适时转注。共加密18口油井。加密后油井共141口，水井49口，油水井数比为2.88∶1。方案2：采用油井间加密2口的方式，角井适时转注。共加密26口油井。加密后油井共149口，水井49口，油水井数比为3.04∶1。方案3：缩小排距加密，原排距140m，缩小排距至100m，角井适时转注。共部署加密井36口，加密后油井共159口，水井49口，油水井数比为3.24∶1。不同的加密井网见图2。

为了便于与各种加密方案之间的对比，将无加密井的、保持目前的井网开发方式不变的，该方案称为基础方案。各方案开发指标见表2。从表2可以看出，方案3的采收率和新井累计产量最高，与基础方案对比采收率提高了1%，但各方案加密井数不一样，应用经济评价方法优选最佳加密方案。从表3中可以看出，方案3的销售利润随着油价的变化最高，因此优选方案3，即最佳的加密方案为缩小排距至100m。

表2 不同加密方案数值模拟预测结果

表3 不同加密方案经济效益评价

5 结 论

1)地层压力保持水平高及裂缝高渗带发育是含水上升的主要原因。

2)单井产能低的原因是储层物性差、水驱储量动用程度低及增产措施适应性差，措施后提液幅度不明显。

3)应用数值模拟及经济评价结果优选出中部合理的加密方式为缩小排距到100m。

[1]周锡生.裂缝性低渗透砂岩油藏井网优化设计[J].大庆石油地质与开发，2003，22 (4)：25-30.

[2]刘子良.裂缝性低渗透砂岩油田合理注采井网[J].石油勘探与开发，2003，30 (4):85-88.

[3]刘晓娟，闫健，王瑞河.低渗透裂缝性见水油藏开发方式调整对比研究[J]. 西安石油大学学报(自然科学版)，2009，24(6):39-42.

[编辑] 洪云飞

TE324

A

1673-1409(2012)05-N115-02

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.05.037

2012-02-27

国家油气重大专项(2011ZX05013)。

江山(1980-),男，2001年大学毕业，博士，讲师，现主要从事油藏工程方面的教学与研究工作。