河庄坪—好义沟油田特低渗油藏注水开发研究

赵学民

【摘要】河庄坪-好义沟油田为特低渗透油藏，主要含油层位为三叠系延长组长61油层组，含油面积29平方公里，石油地质储量860万吨，储层具有“三低一不”的特点。本文针对油田的地质特点，对其注水经济有效开发的可行性，适应性、井网井距、合理压力水平以及单井产能进行了分析研究，并提出可实施的油田开发思路。

【关键词】河庄坪-好义沟油田 特低渗透油气藏 注水开发研究

何庄坪-好义沟油田长6油层属于典型的特低渗透岩性油藏，埋藏浅、压力低、物性差。每口井完井投产都必须经过压裂改造，自油田开发以来主要依靠自然能量采油方式进行生产，目前处于“三低一快”开发阶段（即单井产量低、采油速度低、采收率低；产量递减快），开发效果差，由于造成油层压力下降过大、致使地下能量亏空和采出程度低下的不良状况。所以，强化低渗透储层认识，优选开发方式，是一项十分紧迫而重要的任务。

1 油藏地质特征

河庄坪-好义沟油田地处黄土高原，地表为第四系黄土覆盖，沟谷纵横，梁峁交错。地面海拔1200m ～1500m，相对高差300m左右。本区延长组第三段为三角洲前缘—三角洲平原沉积，储集层主要为水下分流河道砂体、河口砂坝砂体及分流河道砂体。由于河道的演化与侧向迁移，河道砂岩复合迭加，多个油层组在空间上的复合形成大面积连片的复合油气藏。该油田含油面积29.3km2，地质储量860.3万t，为中浅层、特低丰度、低产、低孔特低渗、小型油藏。

2 目前存在问题

2.1 油井自然产能低，生产压差大，压裂增产效果显著

河庄坪-好义沟油田为低（超低）渗油藏，由于岩性致密，孔喉半径小，渗流阻力大，因而导致油井自然产能低或无自然产能。通过压裂改造后，大幅度提高了油井的产能和油田开发效果，也使得原来不具备工业生产价值的低（超低）渗透油田变为可进行工业开采的油田，提高了石油资源利用率。

2.2 地层压力低，压力下降快、恢复慢，生产压差难以保证

鄂尔多斯盆地油藏属于正常温度梯度，2.66oC/100m，而压力系数只有0.81，属低压油藏。河庄坪-好义沟油田油层中部平均压力为5.8MPa，压力系数0.79，地层压力低，随着油田开发时间的增加，目前该区压力下降幅度在51.3%～65.7%之间，故抑制油田压力下降，对油田稳产高产十分重要。

2.3 油层单一，油井见水后，采液指数下降，没有提液稳产余地，油田稳产难度大

河庄坪-好义沟油田经统计无因次采液（油）指数与含水变化关系看（图1），无因次采油指数随含水的升高一直在下降，而无因次采液指数在含水0.0%～60.0%之间一直下降，在含水60.0%时，无因次采液指数最小只有0.32左右，含水大于60.0%后，无因次采液指数缓慢开始上升，但在含水达到95.0%左右时，因此采液指数有少量的增加，但采油指数几乎接近最低。图1 长6油层无因次采（液）油指数曲线

从图中可知，该油田后期在高含水情况下，增加产量的难度很大，再加上油层纵向叠加性差，一个油田只有一个主力油层。由于实施了压裂投产，主力油层一次全部射开投产，没有接替稳产层，使得油田稳产形式严峻，稳产压力很大。

3 油藏工程研究

3.1 单井生产能力和注入能力3.1.1 采油指数的确定

根据研究区块初期压裂后稳定产量资料统计，平均产油量为2.8t/d，平均单井射开有效厚度12.5 m，平均生产压差为3.6MPa，平均井底流压为1.9MPa，平均每米采油强度为0.1890/d.m，平均每米采油指数为0.0519t/ d.MPa.m。

目前河庄坪-好义沟油田处于衰减开采阶段。早期产量比较稳定，这是因为随着地层压力的下降泵沉没度随之加深，使生产压差保持相对稳定。但随着生产压差逐渐减小，产量也跟着下降。每米采油指数由初期的0.0519 t/（d·m·MPa）下降至0.009--0.017 t/（d·m·MPa）目前该区产油量0.14-0.19t/d t/ d，含水65%。

3.1.2 油井产能的确定

河庄坪-好义沟油田试油平均流动压力只有1.3-2.5MPa，生产压差高达2.3-3.2MPa，注水开发后随着地层压力的回升，生产压差选取2.5MPa，油藏压力保持水平为85%。油层厚度10.5m，厚度动用率选取88%，每米采油指数取投产初期每米采油指数的30%。河庄坪-好义沟油田单井平均产能约为0.31t/d。

3.1.3 注水井吸水能力的确定由

确定吸水能力时，采用九点法井网每米吸水指数与每米采油指数的关系式计算评价：

Iw=Io·（Krw（Sor）/Kro（Swi））·（μo˙Bo /

μw·ro） （式1）

由式可以确定油田的每米吸水指数为0.038 m3/d.MPa.m。好义沟区多口井压裂施工时的延压统计知该区长6地层延伸压力为17.4-28.6 MPa，平均为18.9MPa，则转注井最大井底流压为18.9MPa。在忽略摩阻损失等情况下，计算出井口最大注入压力为11.7MPa。要满足注采平衡，初期注水井口压力不低于15MPa，单井吸水能力6.0m3/d。3.2 开采方式

3.2.1 注水开发的可行性

（1）油水流度比适宜注水开发

M= Krw（Sor）·μo/Kro（Swi）·μ （式2）

对河庄坪-好义沟油田Krw取0.0418，Kro取1.0000，μo取2.74mPa.S，μw取0.8742 mPa·S，计算结果M=0.71。M<1.0，则属于有利注水流度比，当油井见水时，波及面积可达80%左右；

（2）砂体连通状况好，利于注水开发；

（3）河庄坪-好义沟油田天然驱动能量不足，应注水开发。3.3 井网研究

河庄坪-好义沟油田为特低渗透油气藏，采用水驱控制程度较好的九点法面积井网，同时利用边水能量，采油井一般部署在构造高部位。国家对产量要求井网密度可由下式确定

n=（1+β）·v·N/（qo·t·A） （式3）

平均单井日产油量、年有效生产时间等参数代入上式，计算得到井距为230m。

3.4 合理压力水平和合理注采量的确定3.4.1 合理压力水平和合理注采量的确定

（1）油井合理井底流压主要考虑三点：一要尽可能的加大生产压差，从而提高产液量；二要注意控制脱气半径，防止原油大面积脱气导致产油量下降。三让抽油机保持较高的泵效。在下泵深度和抽油机工作制度固定的前提下，一般井底流压越高，泵效越高，确定本区油井合理井底流压范围为1.3～2.5MPa。

（2）地层合理压力水平应保持在原始压力的85%，即4.9MPa。

（3）注水量设计的原则是充分考虑沉积相、砂体、油层分布状况，以合理的注水压力为基础，根据注采平衡的原则，扩大注水波及面积，提高水驱动用程度。确定注水井单井日注水量为5.5—6.5m3。

3.4.2 注水时机问题

目前河庄坪-好义沟油田主力油层累计产油17.5.0×104t，累计产水亦在18.9×104 m3，地下亏空比较严重。参考邻区测试结果表明目前该区压力下降很大，必须进行注水开发。

4 结论

（1）河庄坪好义沟油田全面投入注水开发，油井见效后，产能在0.31t/d左右为宜；

（2）天然能量开采产量递减快，应采用注水开采方式开发。注水采收率可以达到22.0%，比衰竭开发提高10%；

（3）采用九点法面积井网，合理井距为230m；

（4）合理压力保持水平为85%，生产压差为2.3-3.20MPa，流压保持在5.3MPa左右；

（5）该油田地下亏空比较大，尽快实施注水开发。

参考文献

[1] 王平.复杂断块油田详探与开发[M].北京：石油出版社，1994

[2] 李道品.低渗透砂岩油田开发[M]. 北京：石油出版社，1997