潛山裂縫油藏開發(fā)特征及挖潛方向

潛山裂縫油藏開發(fā)特征及挖潛方向房娜;姜光宏;李云鵬;程奇;鄭浩【摘要】潛山裂縫油藏儲(chǔ)集空間與滲流規(guī)律復(fù)雜，開發(fā)難度大，不同開發(fā)階段制訂合理的挖潛策略是決定該類油藏高效開發(fā)的關(guān)鍵.以渤海錦州A油田潛山裂縫油藏為例在總結(jié)裂縫油藏產(chǎn)量遞減快、含水上升快以及基質(zhì)系統(tǒng)原油挖潛難度大等開發(fā)難點(diǎn)的基礎(chǔ)上，采用數(shù)值模擬技術(shù)，研究基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)在不同開發(fā)階段的供油特征，劃分潛山三大開發(fā)階段，針對(duì)不同開發(fā)階段提出相應(yīng)的挖潛方向.結(jié)果表明，開發(fā)早、中、晚期分別采用液流轉(zhuǎn)向技術(shù)、周期注水技術(shù)及降壓開采技術(shù)可充分控制含水上升速度,提高裂縫油藏的最終采收率.該項(xiàng)配套技術(shù)對(duì)于改善裂縫油藏開發(fā)效果具有廣泛的實(shí)際意義,為同類油藏的開發(fā)提供借鑒.％Buried-hillfracturedoilreservoirsarecharacterizedbycomplexreservoirspaceandflowlawsandtheirdevelopmentisofhighdifficulty.Thekeytotheefficiencydevelopmentofthistypeofoilreservoirsistoformulaterationalpotentialtappingstrategiesfordifferentdevelopmentstages.Inthispaper,theburied-hillfracturedoilreservoirinJinzhouAOilfield,BohaiBaywastakenastheexample.First,thedevelopmentdifficultiesoffracturedoilreservoirsweresummarized,includingfastdeclinesofoilproduction,fastincreasingofwatercutandhigh-difficultypotentialtappingofcrudeoilinmatrixsystems.Second,theoilsupplycharacteristicsofmatrixsystemsandfracturessystemsindifferentdevelopmentstageswereinvestigatedbyusingthenumericalsimulationtechnology,andthreedevelopmentstagesofburied-hilloilreservoirswereclassified.Andthird,thepotentialtappingdirectionscorrespondingtodifferentdevelopmentstagesweredefined.Itisindicatedthattherisingvelocityofwatercutcanbecontrolledeffectivelyandtheultimaterecoveryfactoroffracturedoilreservoirscanbeimprovediffluiddiversiontechnology,cyclicwaterfloodingtechnologyandblowdowntechnologyareusedinearly,middleandlatedevelopmentstage,respectively.Thissetoftechnologyiswidelyofpracticalsignificancetotheimprovementoffracturedoilreservoirdevelopmenteffects,anditcanbeusedasthereferenceforthedevelopmentofsimilaroilreservoirs.【期刊名稱】《特種油氣藏》【年（卷），期】2017（024）003【總頁數(shù)】5頁（P90-94）【關(guān)鍵詞】潛山裂縫油藏;數(shù)值模擬;挖潛方向;液流轉(zhuǎn)向;周期注水;錦州A油田【作者】房娜;姜光宏;李云鵬;程奇;鄭浩【作者單位】中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452;中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津300452;中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452;中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452;中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452【正文語種】中文【中圖分類】TE349潛山裂縫油藏具有裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng)、儲(chǔ)集空間與滲流規(guī)律復(fù)雜等特征，因此，裂縫油藏的開發(fā)與常規(guī)砂巖存在較大差異［1-6］。目前，國內(nèi)外學(xué)者針對(duì)潛山裂縫油藏的研究主要集中于裂縫的形成機(jī)理與表征方面，針對(duì)裂縫油藏挖潛策略方面，特別是如何劃分裂縫油藏開發(fā)階段，解決裂縫油藏含水上升快、產(chǎn)量遞減快等問題缺乏系統(tǒng)的研究與認(rèn)識(shí)［7-10］。通過對(duì)錦州A油田潛山裂縫油藏開發(fā)特征與開發(fā)難點(diǎn)的總結(jié)，開展精細(xì)數(shù)值模擬研究，劃分了潛山裂縫油藏不同開發(fā)階段，確定了不同開發(fā)階段合理的挖潛方向，促進(jìn)了海上裂縫油藏高速高效開發(fā)的需求。錦州A油田變質(zhì)巖潛山裂縫油藏位于遼東灣海域遼西低凸起中北段，已投產(chǎn)7a，是目前渤海油田投入開發(fā)規(guī)模最大的變質(zhì)巖裂縫油藏［11-15］。主力產(chǎn)層為太古宇變質(zhì)巖潛山，油藏類型為塊狀弱底水雙重介質(zhì)油藏，巖性以淺灰色片麻巖及其形成的碎裂巖為主。錦州A油田潛山裂縫油藏具有裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng)等特點(diǎn)，裂縫線密度主要為50~100條/m，裂縫平均寬度為0.5~1.0mm，裂縫為高角度斜交縫，傾角為45~60°。該油藏厚度為50-120m，儲(chǔ)量豐度為208x104~283x104m3/km2，具有典型的雙孔-單滲儲(chǔ)集特征。測(cè)井解釋儲(chǔ)層平均總孔隙度為6.80%，裂縫平均孔隙度為1.08%，平均滲透率為260x10-3~900x10-3pm2,基質(zhì)系統(tǒng)平均孔隙度為5.72%，滲透率多小于1.00x10-3pm2，基質(zhì)系統(tǒng)石油地質(zhì)儲(chǔ)量約占總石油地質(zhì)儲(chǔ)量的75%。該油藏2009年12月投入生產(chǎn)，主體區(qū)以水平井開發(fā)為主，以潛山頂部采油、底部注水，形成頂?shù)捉诲e(cuò)的水平井注采模式(圖1),開發(fā)效果較好。全油藏共投入9口生產(chǎn)井，3口注水井，井距為500~800m。新井投產(chǎn)后，單井高峰產(chǎn)量為500m3/d，高峰采油速度為4.0%,目前采出程度為13.4%，綜合含水為30%。2.1開發(fā)特征初期產(chǎn)能高，產(chǎn)量遞減快。該油藏投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)油達(dá)到500m3/d，穩(wěn)產(chǎn)期較短，在達(dá)到高峰產(chǎn)量2~4個(gè)月后，表現(xiàn)出產(chǎn)量快速遞減的特征，目前單井平均日產(chǎn)油為110m3/d，年自然遞減率達(dá)到20%以上。處于構(gòu)造不同部位生產(chǎn)井產(chǎn)能差異大。潛山頂面構(gòu)造復(fù)雜，發(fā)育多個(gè)山頭，油柱高度差較大(50~230m)。根據(jù)生產(chǎn)井產(chǎn)能的大小，將生產(chǎn)井分為3類(表1)。I類生產(chǎn)井主要為位于構(gòu)造高部位的水平井，與油水界面距離為100-215m,該類生產(chǎn)井初期產(chǎn)量高、無水采油期長；H類生產(chǎn)井高峰產(chǎn)量為200-500m3/d,主要為位于構(gòu)造腰部的水平井及大斜度井。B類生產(chǎn)井由于構(gòu)造位置較低，距離油水界面小于50m，該類生產(chǎn)井初期產(chǎn)量低，含水突破較快，無水采油期短。2.2開發(fā)難點(diǎn)注水保持地層能量與含水上升快的矛盾長期存在。該油藏地飽壓差大(6.2MPa),水體能量不明確，初期采用衰竭開發(fā)。投產(chǎn)0.5a后地層壓力迅速降至泡點(diǎn)壓力附近，及時(shí)在構(gòu)造低部位補(bǔ)充注水井。注水開發(fā)后，地層壓力逐漸恢復(fù)，但是部分生產(chǎn)井，特別是位于構(gòu)造較低部位的生產(chǎn)井，含水上升較快，產(chǎn)量大幅度遞減?；|(zhì)系統(tǒng)儲(chǔ)層物性差、驅(qū)油效率低，挖潛難度大?；|(zhì)巖塊孔隙度較高(一般為5%-15%)，儲(chǔ)量占總地質(zhì)儲(chǔ)量的75%以上，特別是隨著裂縫系統(tǒng)的原油逐漸被采出，基質(zhì)系統(tǒng)是該類油藏中后期重點(diǎn)挖潛的方向。但基質(zhì)巖塊滲透率多小于1.00x10-3pm2,驅(qū)油效率低(12%-26%)，因此，經(jīng)濟(jì)有效地挖潛基質(zhì)系統(tǒng)原油，是該類油藏面臨的難點(diǎn)。3.1模型的建立建模區(qū)域?yàn)?.5km2，平面網(wǎng)格步長為50mx50m,垂向網(wǎng)格步長為2m,總網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)數(shù)為33x55x218。模型的上半部分處理成基質(zhì)網(wǎng)格塊，下半部分處理成裂縫網(wǎng)格塊，采用基質(zhì)與裂縫聯(lián)通關(guān)系的Sigma因子將基質(zhì)與裂縫系統(tǒng)關(guān)聯(lián)起來，基本物性參數(shù)及相滲曲線見表2、圖2。3.2開發(fā)階段的劃分采用ECLIPSE軟件對(duì)研究區(qū)開展精細(xì)歷史擬合，結(jié)合數(shù)值模擬中示蹤劑追蹤技術(shù)，表征基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)的產(chǎn)量貢獻(xiàn)，根據(jù)基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)的供油特征，劃分潛山開發(fā)階段。（1） 裂縫系統(tǒng)主要供油階段（I階段）。該階段基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)的產(chǎn)量比小于1,含水率小于30%，為中低含水階段。由于裂縫系統(tǒng)導(dǎo)流能力較強(qiáng)，驅(qū)油效率較高，較小的生產(chǎn)壓差就能采出裂縫系統(tǒng)原油，該階段裂縫系統(tǒng)的原油貢獻(xiàn)遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于基質(zhì)系統(tǒng)。階段末累計(jì)產(chǎn)油量為244.6x104m3,占總采出程度的63.4%，是原油的主要產(chǎn)出階段。（2） 基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)共同供油階段（H階段）。該階段基質(zhì)系統(tǒng)在毛細(xì)管壓力滲吸作用和油水密度差的作用下，基質(zhì)系統(tǒng)的產(chǎn)量逐漸超過裂縫系統(tǒng)。該階段含水率為30%~90%，為中高含水階段。階段末累計(jì)產(chǎn)油量為137.2x104m3,占總采出程度的28.6%。（3） 基質(zhì)系統(tǒng)主要供油階段（B階段）。該階段含水率大于90%，為特高含水階段。該階段水淹嚴(yán)重，裂縫系統(tǒng)大量原油被采出，主要為基質(zhì)系統(tǒng)緩慢供油階段。階段末累計(jì)產(chǎn)油量為38.6x104m3，占總采出程度的8.0%。階段末裂縫系統(tǒng)累計(jì)產(chǎn)油量為311.4x104m3,基質(zhì)系統(tǒng)累計(jì)產(chǎn)油量為168.8x104m3，區(qū)塊采出程度為24.0%（圖3、表3）。針對(duì)基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)供油規(guī)律，提出〃明確裂縫系統(tǒng)主導(dǎo)地位，差異化挖潛基質(zhì)系統(tǒng)原油”的總體方針。在劃分裂縫油藏早、中、晚期開發(fā)階段的基礎(chǔ)上，提出對(duì)應(yīng)的挖潛方向。目前液流轉(zhuǎn)向技術(shù)、周期注水技術(shù)及降壓開采技術(shù)在該油藏已取得顯著的開發(fā)效果。4.1液流轉(zhuǎn)向技術(shù)開發(fā)初期，注入水易沿裂縫突進(jìn)，造成水驅(qū)效率變差。通過調(diào)整注水井2的工作制度，使注采井組內(nèi)壓力重新分布，從而改變?cè)辛鲌?chǎng)分布，注水井1附近剩余油有效動(dòng)用，充分提高注入水波及系數(shù)，水驅(qū)效果明顯改善（圖4）。生產(chǎn)井A18井在2013年含水率由5%迅速增至57%，產(chǎn)油量由251.0m3/d降至41.0m3/d。分析表明，該井含水迅速突破主要是由于低部位注水井A40H溝通高角度裂縫，注入水沿裂縫突進(jìn)，造成水驅(qū)效率變差。因此，通過關(guān)閉注水井A40H，提高周邊注水井A21H的注水量，使注入水流線場(chǎng)發(fā)生改變，0.5a后A18井含水率降至15%，日增油112.0m3/d。4.2周期注水技術(shù)周期注水的原理是通過周期性的改變注水井的工作制度，在區(qū)塊或注采井網(wǎng)形成壓力擾動(dòng)，加速基質(zhì)和裂縫之間油水交滲作用，使基質(zhì)系統(tǒng)一部分原油克服賈敏效應(yīng)運(yùn)移到裂縫中，充分提高基質(zhì)系統(tǒng)采收率［16-18］?？紤]到目前位于構(gòu)造低部位采油井水淹嚴(yán)重，含水率達(dá)到80%以上，單井日產(chǎn)油低于20.0m3/d，2015年通過逐步調(diào)整注水井A44H井和A39H井的注水量，使注采比保持在0.6-1.5,注采半周期為3~4個(gè)月。階段末含水率由81%降至65%，年增油2.4x104m3/a(圖5)。4.3降壓開采技術(shù)開發(fā)后期進(jìn)入特高含水期階段，該階段采油井已全面水淹。繼續(xù)保持較大的注水量，不僅注入水的利用率低，形成注入水無效循環(huán)，同時(shí)較高的地層壓力不利于發(fā)揮巖石及流體的彈性能。采用降壓開發(fā)的方式，不僅充分發(fā)揮巖石及流體的彈性能，同時(shí)使油水界面逐步下降，充分發(fā)揮基質(zhì)系統(tǒng)的滲吸作用。數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，在特高含水階段，應(yīng)用該技術(shù)的采收率為25.2%，比基礎(chǔ)方案的采收率提高了1.2個(gè)百分點(diǎn)。(1)潛山裂縫油藏具有裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng)、儲(chǔ)集空間與滲流規(guī)律復(fù)雜等特點(diǎn)，開發(fā)過程中表現(xiàn)出產(chǎn)量遞減快、含水上升快以及不同開發(fā)階段原油挖潛難度大的情況。(2)根據(jù)基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)供油特征的不同，劃分了潛山不同開發(fā)階段，總結(jié)其開發(fā)規(guī)律，提出了〃明確裂縫系統(tǒng)主導(dǎo)地位，差異化挖潛基質(zhì)系統(tǒng)原油”的總體方針。⑶通過液流轉(zhuǎn)向、周期注水及降壓開采等不同開發(fā)階段挖潛技術(shù)的提出和應(yīng)用，提高了該類裂縫油藏最終采收率，滿足海上油田〃高速高效開發(fā)”的需求?！鞠嚓P(guān)文獻(xiàn)】柏松章，唐飛.裂縫性潛山基巖油藏開發(fā)模式[M].北京：石油工業(yè)出版社，1997:18-78.袁士義，宋新民，冉啟全.裂縫性油藏開發(fā)技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2004:32-56.鄭松青，張宏方，劉中春，等.裂縫性油藏離散裂縫網(wǎng)絡(luò)模型[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2011，35(6):49-53.張吉昌，綦玉明.裂縫型底水塊狀變質(zhì)巖古潛山油藏改善開發(fā)效果研究[J].特種油氣藏，2005，12(1)：43-46.張淑娟，劉大聽.潛山油藏內(nèi)幕隔層及斷層控制的剩余油分布模式[J].石油學(xué)報(bào)，2001，22(6):50-54.龔姚進(jìn)，梁光迅.沈625塊裂縫型低潛山油藏注水開發(fā)主要做法及效果評(píng)價(jià)[J].特種油氣藏，2007，14(2):93-96.趙倫，李建新，李孔綢，等.復(fù)雜碳酸鹽巖儲(chǔ)集層裂縫發(fā)育特征及形成機(jī)制一一以哈薩克斯坦讓納若爾油田為例[J].石油勘探與開發(fā)，2010,37(3):304-309.崔云江，呂洪志.錦州25-1南油氣田裂縫性潛山儲(chǔ)層測(cè)井評(píng)價(jià)[