裂缝性油藏开发技术范文

《石油化工应用杂志》2014年第五期

1开发中存在的主要矛盾

1.1天然裂缝发育，主向井易见水淹安201区块长6层通过野外露头观察、电成像测井、岩心分析认为：该区要以高角度构造缝（主要发育NEE，NE，NW三组裂缝，以NEE向裂缝为主，平均裂缝走向为65~75°），部分井见到多组裂缝，裂缝面相互平行，而网状缝、低角度缝及水平缝不发育（见图3）。自2009年投入开发以来，全区共有水淹井43口，其中主向井水淹有37口，水淹程度达到86.1%。注入水沿裂缝主向单向突进，造成侧向上有效压力驱替系统难以建立，油井见效缓慢，通过近几年的注水开发，侧向井的见效比仅为36.4%，开发效果较差（见图4）。

1.2油井投产后递减大，水驱动用程度低该区油井投产后递减较大，注水见效程度低，投产200口，初期单井日产液4.3m3，日产油2.8t，含水23.0%，目前单井日产液2.6m3，日产油1.3t，含水41.4%。由于长61层内非均质性较强，剖面上水驱不均，形成部分层段吸水差，或不吸水，导致整体水驱动用程度较低。测试的48口吸水剖面中有10口井存在单层段不吸水或吸水不均的问题，区块水驱动用程度仅为66.5%。

2合理开发技术探讨

2.1合理的井网井排距通过对矩形、菱形、正方形反九点不同井网，不同井排距数值模拟得出结论：520×130的菱形与矩形、正方形对比，在相同井排距的情况下，菱形井网的初期采油速度和阶段末的采出程度较高，且调整灵活；矩形井网水淹风险小，但在注水井之间滞留大量剩余油，采出程度较低。综合分析认为520×130的菱形反九点井网（井网密度为14.79口/平方千米）采出程度最高，同期含水最低，在安201长61油藏具有较好的适应性。

2.2注采压力系统根据流入动态曲线可以确定安201区长6油藏在压力保持程度为120％，综合含水为20％时的合理流压为6.4MPa（见图5）。以菱形反九点520×130井网为基础方案，计算油井井底流压分别为饱和压力的30％、50％、70％、90％的五个方案。综合对比，井底流压为饱和压力70％方案最佳。根据低渗透油藏的开发经验，采油井合理流压应不低于饱和压力的2/3，最低流动压力为饱和压力的50%，否则会引起油井脱气半径扩大，降低油层的渗流能力。安201区长61油层饱和压力为7.9MPa，因此，该区油井合理流压为5.3MPa，最低流压为4.0MPa。

2.3注水参数论证注水井最大流动压力主要受破裂压力的限制，根据经验，一般不超过破裂压力的80%～90%。安201区长6油藏井口破裂压力28MPa，地层破裂压力为38MPa，则注水井最大井底流压为34.2MPa，考虑液柱压力和井筒摩阻损失后，注水井最大井口压力为15.2MPa。以菱形反九点520×130井网为基础方案，计算注水井井底流压分别为22、24、26、28、30MPa的五个方案。综合对比，安201长6井底流压为26.0MPa方案最佳，注水井合理井口压力为6～7MPa。

2.4合理注采比采用数值模拟方法，确定合理注采比。以菱形反九点520×130井网为基础方案，采油井定液量6.0m3/d，注水井定井底流压，计算注采比分别为0.8、1.0、1.2、1.4的4个方案。综合对比分析，注采比为1.0时方案最佳。根据同类已开发油田的成功经验，油田开发初期采用1.4左右的注采比，随着有效驱替压力系统的建立，油井逐渐见效，将注采比逐渐调低到1.0，实现可以有较高产能，又能有效控制含水上升的“温和注水”。

3结论及认识

安201长61油藏属于典型的裂缝性油藏，投入开发后采用井排距为480m×150m的菱形反九点井网投入开发，井网适应性较差，驱替系统难以建立，水驱平面分布不均，产量递减较快，主侧向井生产差异大（主向上油井含水上升快，裂缝型水淹井较多；侧向井注水见效慢，产量较低）。结合油藏数值模拟，综合分析认为：采用井排距为520m×130m菱形反九点网可避免裂缝主向油井的暴性水淹；地层压力水平保持在原始地层压力的120％，注水时机为超前注水5个月左右，根据油层厚度变化与物性差异对超前注水量进行灵活调整；合理井底流压为4.0～6.0MPa，合理生产压差9.0～11.0MPa，最大井口注水压力为14.2Mpa。

作者：李龙龙李超张希谭斌文胡刚王国柱单位：中国石油长庆油田分公司第六采油厂