特低渗砾岩油藏有效驱动压力系统评价及对策

屈怀林，刘红现，覃建华，熊维莉，赵逸清，王欣

（中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000）

特低渗砾岩油藏有效驱动压力系统评价及对策

屈怀林，刘红现，覃建华，熊维莉，赵逸清，王欣

（中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000）

根据克拉玛依特低渗砾岩油藏非线性渗流特点，采用极限渗透率法定义了有效驱动压力系统评价指标，结合油藏开发井网的实际情况，建立了五点压裂井网驱动压力系统评价模型，并根据建立的模型分析了有效压力系统的影响因素，即期望产能、注采压差、压裂规模和井距（排距）；同时，提出建立有效压力系统的主要对策为加密井网、增大压裂规模、增加注采压差。现场应用效果表明，提出的对策为该类油藏建立有效压力驱动系统具有指导意义。

特低渗透；砾岩油藏；非线性渗流；驱动压力系统；注采压差；克拉玛依

0 引言

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏储层平均孔隙度11.0%，渗透率1.2×10-3μm2，为低孔、特低渗、微裂缝发育的厚层块状砾岩油藏。由于岩性致密、微孔喉较多且结构复杂、液固作用力强、存在启动压力梯度等因素，致使储层渗流阻力大，难以建立有效压力系统。压力系统建立失败会造成注水井注入困难、采油井不见效、压力下降快、产量递减明显等现象。为有效开发该类特低渗油藏，必须对该类油藏压力系统的有效性作充分的论证，寻找有效驱动压力系统的评价方法和指标，同时给出相应的技术对策[1-6]。

1 评价指标及模型

1.1 评价指标

低渗透砾岩油藏的流动规律与中高渗不同，存在拟启动压力、有效渗透率随驱动压力梯度变化而变化的非线性渗流规律[7]。渗流规律实验表明，渗透率随驱动压力梯度变大而不断变大（见图1）。

图1 T85722井渗透率与驱动压力梯度关系

渗透率达到最大值时[8]，驱动压力使主流喉道都参与渗流，单位横截面积上开启的喉道趋于稳定，渗流能力最大，渗流阻力最小，最易于建立有效驱动压力系统，因此，可根据这个极限渗透率确定有效压力系统的极限井距和排距。假设一个井网井距下的压力系统，按极限渗透率计算，刚好能够建立有效压力系统，这个临界压力系统称为极限压力系统。但油藏中总有一些单元块的渗透率小于极限渗透率，也就是说，总有一些单元块的阻力大于理想阻力，总的阻力会更大，所以当井距扩大时，按极限渗透率（最小渗流阻力）得到的压力系统必然无效。

为此，定义有效压力系统评价指标Csp为

式中:Δp为生产压差，MPa；q0为开发方案设计产能，m3/d；A为与储层物性特征和油藏开发方式有关的常数（A越大，油藏越好）。

当Csp>1时，井网能够满足产能要求，认为压力系统有效。Csp越大，产能越高。

1.2 评价模型的建立

八区下乌尔禾组油藏微裂缝发育，且发育方向与井排方向一致[9-10]。注水井与采油井均先压裂后投产，本次研究建立五点矩形压裂井网模型。

基本假设:采油井定产生产，注水井定压注入；流动分中间的线性流和两侧的径向流3部分。

把2个径向流区域看成一个整体，3个区的油井产量和为

式中:Kmax为极限渗透率，10-3μm2；h为有效厚度，m；μo为原油黏度，mPa·s；pe为供给压力，MPa；pw为井底压力，MPa；Bo为原油体积系数；a为排距，m；b为油水井间水平距离，m；xf为径向渗流区域的裂缝长度，m；Lf为裂缝半长，m；re为油藏等效供给半径，m；rw为井筒半径，m。

在裂缝两端的径向流区域，可以看成1口油井供给面积的一半，即xf=2rw，考虑xf≪Lf，则式（2）可以简化为

2 有效驱动压力系统影响因素及对策

由式（3）、式（4）可看出，压裂井网有效压力系统的影响因素主要有储层非线性渗流能力、原油地下黏度、储层厚度、注采压差、井网井距、压裂规模、设计产能等。其中，前3者为地层特性参数，一般不变，后4者为开发参数，也是建立压力系统的出发点。通过对设计产能、注采压差、井网井距和压裂规模的优化配置，使整个压力系统评价指标大于1，从而建立有效的驱动压力系统。

2.1 排距

当注采压差和压裂规模一定时，排距对产能影响很大，表现为排距越大产能越低，反之，排距越小，产能增加速度越快（见图2）；因此，缩小排距有助于建立有效压力系统。

图2 排距对有效压力系统的影响

2.2 压裂规模

人工压裂裂缝长度对产能有影响:裂缝越长，有效压力系统评价指标越大（见图3），在井距、生产压差一定时，增加裂缝长度更易于建立有效压力系统；相反，压裂规模越小，有效压力系统评价指标越小，若使压力系统有效，必须扩大生产压差或加密井网。

相对于加密井网，增大压裂规模投资要小得多。随着压裂规模的扩大，Csp呈现近线性增长趋势，表现出压力系统对压裂规模的敏感性。随着国内压裂技术水平的不断提高，大规模压裂成为现实。因此，扩大压裂规模是建立有效压力系统的另一个重要方法。

图3 压裂规模对有效压力系统的影响

2.3 注采压差

据图2、图3可以看出，注采压差越小，所需排距越小，增加注采压差后，达到有效压力系统时可以采用更大的排距，仍然能够达到产能建设的需求。有效排距范围越大，有效压力系统越容易建立。

3 应用实例

根据评价结果，2006年选择油藏中部1.5 km2油层厚度大、物性好的区域作为小井距试验区。该试验区油井地层压力由初期的28.60MPa下降到2005年底的最低点21.00MPa。将井网由195m×275m反九点井网加密成135m五点井网（排距95m），适当加大压裂规模，裂缝半长60～80m，注采压差20～25MPa。措施实施后，压力逐步回升，2011年11月为24.79MPa，目前油井地层压力仍趋于稳定，显示地下注采压力系统基本建立；而全油藏及行列井网试验区的油井地层压力没有回升显示，小井距显示出保持和恢复油井压力方面的优势。截至2011年11月，小井距试验区各项开采指标均好于类比区（见表1）。

表1 小井距试验区与大井距区开采指标对比

4 结论

1）提出了有效驱动压力系统概念及评价方法，针对五点压裂井网推导出有效压力系统评价参数公式。

2）根据油藏渗流规律、微裂缝发育及人工裂缝的特点，提出了适用于研究区的有效压力系统评价的理论模型；提出了建立有效压力系统的主要对策，即加密井网、扩大压裂规模、增加注采压差。

[1]黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京:石油工业出版社，1998:12.

[2]杨仁锋，姜瑞忠，刘世华，等.低渗透油藏考虑非线性渗流的必要性论证[J].断块油气田，2011，18（4）:493-497.

[3]刘顺，何衡，张华光.基于动态渗透率效应的低渗透油藏产能新观点[J].断块油气田，2011，18（4）:482-485.

[4]李松泉，程林松，李秀生，等.特低渗透油藏非线性渗流模型[J].石油勘探与开发，2008，35（5）:606-612.

[5]崔梅红，殷志华.低渗透油田开发实践及认识[J].断块油气田，2007，14（4）:40-42.

[6]王熙华.利用启动压力梯度计算低渗油藏最大注采井距[J].断块油气田，2003，10（6）:75-76.

[7]孙铭新，程远方，贾江鸿，等.低渗透复杂断块油藏套损机理及数值计算[J].断块油气田，2012，19（6）:788-791.

[8]刘华林.低渗透油藏渗流规律及有效驱动压力系统研究[D].廊坊中国科学院渗流流体力学研究所，2011.

[9]覃建华，丁艺，阳旭，等.克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏小井距开发试验[J].新疆石油地质，2009，30（6）:725-727.

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（编辑 朱丽）

Evaluation and countermeasures on effective driving pressure system of ultra-low permeability conglomerate reservoir

Qu Huailin,Liu Hongxian,Qin Jianhua,Xiong W eili,Zhao Yiqing,W ang Xin

(Research Institute of Exploration and Development,Xinjiang Oilfield Com pany,PetroChina,Karamay 834000,China)

According to the nonlinear flow characteristics of ultra-low permeability conglomerate reservoir in Karamay,lim it permeabilitymethod is adopted to define the evaluation index of effective driving pressure system in thispaper.Combined with the real situation of developmentwell pattern of the reservoir,the driving pressure system evaluation model is built for five-spotwell pattern which has tobe fractured before production.Based on thebuiltmodel,the influencing factors such asexpected productivity, injection-projection pressure difference,fracturing scale and array pitch are analyzed.Analysis suggests that infilling well pattern, increasing fracturing scale and injection-projection pressure difference are the main countermeasures for building the effective driving pressure system.The field application results show that the proposed countermeasures have good guiding significance for building the effective driving pressure system for the same reservoir.

ultra-low permeability;conglomerate reservoir;nonlinear flow;driving pressure system;injection-production pressure difference;Karamay

国家科技重大专项课题“特低渗透油藏有效开发技术”（2011ZX05013006-003）

TE348

A

2013-06-05；改回日期：2013-09-20。

屈怀林，男，1979年生，工程师，硕士，2007年毕业于西南石油大学石油工程计算技术专业，主要从事油田开发地质综合研究工作。E-mail:quhuailin@petrochina.com.cn。

屈怀林，刘红现，覃建华，等.特低渗砾岩油藏有效驱动压力系统评价及对策[J].断块油气田，2013，20（6）:752-754.

Qu Huailin，Liu Hongxian，Qin Jianhua，et al.Evaluation and countermeasures on effective driving pressure system of ultra-low permeability conglomerate reservoir in Karamay[J].Fault-Block Oil&Gas Field，2013，20（6）:752-754.

10.6056/dkyqt201306018