宁东油田ND26井区长期关停后开发动态特征研究

何学文



宁东油田ND26井区长期关停后开发动态特征研究

何学文

（中国石化华北油气分公司，河南郑州 450006）

针对宁东油田ND26井区长期关停后地层能量恢复、压力分布及产能变化等问题，综合运用油藏工程等方法开展关停期间地层能量恢复程度、压力分布规律及试采特征等研究。研究表明，油田关停期间地层压力逐渐恢复，影响压力恢复的主要因素有储层物性、构造部位以及井型；关停期间地层流体重新分布，剩余油向构造高部位富集，油水界面较原始状态已抬升10.0 m，构造高部位的复产油井产量恢复快、含水上升幅度小；油井关停再复产不仅能够节能降耗、不改变油田最终采收率，而且有利于地层能量恢复，延长油田的开发寿命。

宁东油田；关停井；开发动态

宁东油田ND26井区于2016年3月陆续实施关停，2017年3月实施复产，关停时间长达1年左右。开发过程中长时间关停情况很少发生，仅2011年苏丹因政局不稳境内油田关停2年[1]。油田长期关停对地层压力有何影响、复产后开发动态特征有何变化等，前人研究成果多处于理论探索与数值模拟阶段，而矿场实际操作的案例少。为此，针对宁东油田ND26井区开展了油田关停后地层能量恢复状况评价、地下流体运移分布规律及开发特征研究，为老油田效益复产提供依据。

1 油田概况

宁东油田ND26井区目的层系为延安组延52油组，主要发育三角洲平原分流河道砂体，古河道流向大致由北向南，河道宽约1.0 km，平均砂厚11.5 m。该油藏为低幅度构造的背斜油藏，南、北部构造低，边底水发育，原始油水界面2 066.7 m，具有一定的天然能量，平均油柱高10~27 m，平均有效孔隙度13.8%，平均有效渗透率30.8×10-3μm2，驱动方式主要为边底水+弹性驱动。井区有油井17口，水井7口，含油面积3.45 km2, 动用储量180×104t；关停前油藏整体开发效果良好，预计可采储量42.5×104t，标定采收率23.6%，采出程度7.5%，年采油速度1.3%。

2 关停期间地层压力恢复状况评价

ND26井区延52油藏原始地层压力为16.01 MPa，经过9年的开发，地层压力下降幅度大，且在平面上呈较大差异性，采出程度越高的区域，地层压力下降幅度越大。关停1年后，复产时地层压力恢复到13.03 MPa，压力恢复速度每月0.65 MPa；同时井区平面上压力分布逐渐趋于均衡，得到不同程度的回升。

油田关停初期，由于油藏、水体存在压差，停产后边底水继续流向采油区，补充地层能量，使油藏压力逐渐回升，平面上压力分布也逐渐趋于均衡[2]；受油藏类型、储层物性、构造部位等因素影响，地层压力恢复速度、恢复程度存在差异性。针对ND26井区关停期间压力恢复状况，本文从储层物性、构造部位及井型三个方面分析影响压力恢复的因素。

2.1 储层物性

ND26井区延52砂体为三角洲平原沉积，沉积微相主要有分流河道、决口扇、天然堤、沼泽及洪泛平原，其中分流河道侧向加积叠置形成的砂体，物性好，砂体累积厚度大（河道中心），层内非均质性弱，平面上连通性好，成带状分布。河道中心部位沉积微相以分流河道为主，测井相为箱型，砂体厚度大，物性好，油井压力恢复速度平均每月0.75 MPa；河道边部沉积微相以决口扇、洪泛平原为主，测井相以钟型或指型为主，砂体薄，物性较差，油井平均压力恢复速度每月0.54 MPa（图1）。

2.2 构造部位

关停期间，边底水继续流向采油区补充地层亏空，构造高部位的油井压差大，压力恢复速度快。随着边底水的补充，在重力作用下油水重新分布，导致油水界面抬升，构造低部位的油井容易水淹，压力恢复程度反而更高，复产时地层压力更接近于原始地层压力。跟踪复产井发现砂顶深度高于2 055.7 m的油井平均压力恢复速度为每月0.71 MPa，复产时压力11.85 MPa；砂顶深度低于2 055.7 m的油井平均压力恢复速度为每月0.45 MPa，复产时压力12.78 MPa。

图1 储层产能系数与压力恢复速度关系

2.3 井型

水平井泄油面积大于直井，关停恢复期间，水平井压力恢复速度快于直井，最终压力恢复更快。直井在关停期间压力恢复速度每月平均为0.57 MPa，复产时地层压力10.44 MPa；而相同物性、相同构造部位的水平井在关停期间压力恢复速度每月为0.64～0.70 MPa，复产时地层压力11.38～12.98 MPa。

3 油田长期关停后开发特征研究

优先复产部分高产井区，开展生产规律研究，对油田效益复产方案编制具有重要的指导意义。

3.1 复产井生产情况

2017年3月，ND26井区延52油藏陆续复产12口采油井，其中水平井11口，直井1口。与关停前相比，产液量增加33.99 t/d，产油量增加3.01 t/d，含水上升11.1%。

3.2 复产井开发特征研究

3.2.1 产液量变化

根据达西公式，产液量受压差、地层流动系数、油井半径影响。由于开井前后储层渗透率、产油层厚度及地层流体黏度均未发生变化，故地层流动系数不变，油井半径和地层供给半径也保持不变，所以产液量发生变化的原因为生产压差发生了改变[2]。

关井以后，由于地层中存在压力差，油水在压力差作用下重新分布，并向压力较低的井底附近缓慢移动，使得近井地带井底压力升高，有效生产压差增大，因此，复产后产液量增加。ND26井区延52油藏复产后，压力保持由33.2%恢复至81.4%，平均单井产液量从7.54 t/d上升至10.37 t/d，增加2.83 t/d，提高37.5%。

3.2.2 含水率变化

油水井全面关停后，原地层亏空严重的区域存在一个低势区，关停后流体会运移并在此聚集；若关停时间很长，则在地层压力平衡过程中，剩余油发生重新分布和富集；受重力分异作用，构造高部位的油井含水率上升幅度小、产油量增加，构造低部位的油井含水率上升幅度大、产油量降低。ND26井区含水率上升幅度小的7口井均位于构造高部位，平均砂顶深2 050.1 m，复产后平均单井产油量增加1.51t/d，含水仅上升2.3%；含水率上升幅度大的5口井位于构造低部位，平均砂顶深2 056.4 m，复产后平均单井产油量下降1.51 t/d，含水上升23.9%。

3.2.3 油水界面抬升

以NP3井为例，该井位于宁东ND26区南部边底水发育区，复产后产液量增加6.42 t/d、产油量下降0.87 t/d、含水率从12.1%上升至95.0%，复产后水淹。该井关井前累计亏空26 106 m3，砂顶深2 055.8 m，钻井轨迹显示该井水平段距原始油水界面6.0 m。分析认为该井关停前地层亏空大，且水平轨迹距原始油水界面高度低，关停期间流体在压力差作用下缓慢移动，在重力作用下油水重新分布，油水界面抬升，导致该井水淹。

为了验证上述推断，2017年11月，对距NP3井270 m处的宁东26井（直井）开展剩余油饱和度测井工作。测井结果显示该井已射孔层位显示不同程度的水淹，其中7–1号层完井剩余油饱和度为16.24%，解释为一级水淹层；7–2号层完井剩余油饱和度为30.87%，解释为二级水淹层。宁东26井砂顶深2 056.5 m，剩余油饱和度测井显示该段为一级水淹层，复产后含水率达100%，显示该井由于底水锥进已被水淹，进一步说明了该油藏复产后油水界面较原始状态（2 066.7 m）已抬升约10.0 m。

3.2.4 复产后压力及开发特征变化

复产井停产前平均动液面为1 557 m，折算地层压力为4.53 MPa；停产恢复后动液面前期快速上升，后期缓慢上升（图2），最终稳定在748 m左右，折算地层压力为11.97 MPa；复产主要以衰竭式开发为主，复产9个月后动液面下降至1 402 m，折算地层压力为6.02 MPa，压力下降速度为每月0.66 MPa。分析认为复产初期产液速度过大，导致动液面下降过快，地层能量保持水平过低，不利于油田的可持续发展。

图2 复产井关停前、复产后动液面归一化曲线

关停井复产后产油量初值低，随着含水恢复稳定，产油量逐渐上升。随着地层能量的下降，产油量随之出现递减。通过对日产油进行归一化处理发现，复产后产油量的递减指数与停产前的递减指数一致，均为﹣0.011（图3），说明复产后的产油量符合停产前的递减规律，同时也说明油田因油价低关停再复产不仅能够节能降耗、不改变油田最终采收率，而且有利于地层能量恢复、延长油田的开发寿命。但油田的关停周期以及复产的合理开发技术政策还需进一步研究。

图3 复产井关停前、复产后日产油量归一化曲线

4 应对措施及效果

针对ND26井区延52油藏复产后部分井含水率上升、地层能量下降快的问题，主要采取了以下措施：①关停2口构造部位低、含水率大于95.0 %的复产井；②对4口构造部位低、含水率上升快的复产井采取降低产液量，控制采液速度，防止底水进一步锥进；③恢复2口注水井，开展边部注水补充地层能量，注水量为40.0 m3/d。通过上述措施，目前该井区单井产液量为6.90 t/d，产油量为3.79 t/d，含水率为45.0%，动液面稳定在1 400 m左右。与关停前相比，单井产液量下降了0.63 t/d，产油量增加了0.08 t/d，含水率下降了5.6%，该井区呈现好的开发趋势。

5 结论

（1）影响ND26井区延52油藏压力恢复因素主要有储层物性、构造部位以及井型。

（2）ND26井区延52油藏关停期间地层流体发生重新分布，剩余油向构造高部位富集，油水界面较原始状态已抬升约10.0 m，构造高部位的复产井含水上升幅度小、产油量上升，构造低部位的复产井含水上升幅度大、产油量下降。

（3）通过关停高含水井、控制产液速度、边部注水补充地层能量等措施，ND26井区延52油藏复产后达到了“稳油控水”、缓解递减的目的，复产井呈现好的开发趋势。

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Development dynamic characteristics of ND 26 well block in Ningdong oilfield after a long-term shutdown

HE Xuewen

(North China Oil and Gas Company, SINOPEC, Zhengzhou, Henan 450000)

In view of the problems of ND 26 well block in Ningdong oilfield after a long-term shutdown, such as the formation energy recovery, the pressure distribution and the productivity change, the research on the formation energy recovery degree, the pressure distribution regularity and the trial production characteristics during the shutdown period was carried out by comprehensive application of reservoir engineering and other methods. The results show that the formation pressure gradually recovers during the shutdown period. During the shutdown period, the formation fluid was redistributed and the remaining oil was enriched towards the high part of the structure. The oil-water interface had been raised by 10.0 m compared with the original state. The output of the reproducing wells at the high part of the structure recovered quickly and the water cut increased by a small margin. The shutdown and re-production of oil well not only save the energy and reduce the consumption, but also not change the final recovery rate of oil field. Besides that, it is helpful to restore the formation energy and prolong the development life of oilfield.

Ningdong oilfield; shut down well; development of dynamic characteristics

1673–8217（2019）02–0078–04

TE331.3

A

2018–05–10

何学文，工程师，1985年生，2010年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，现从事油气田开发工作。

国家科技重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术”（2016ZX05048）。

编辑：黄生娣