竇 煜，蔡忠賢

（中國地質(zhì)大學(xué)資源學(xué)院，湖北武漢 430074）

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埕海沙河街組高收縮原油特征及開發(fā)對策

竇 煜，蔡忠賢

（中國地質(zhì)大學(xué)資源學(xué)院，湖北武漢 430074）

摘 要：為了高效開發(fā)埕海地區(qū)沙河街組油氣藏，以化驗、測井、測試、試采資料為基礎(chǔ)，分析油藏相態(tài)特征，開展高收縮原油的開發(fā)方式、井距、井型、注采井網(wǎng)等論證，采取同步注水而非后期注水，選擇300 m井距、600 m水平段長度、北東向注采井排，可以有效提高油藏開發(fā)效益；在不同井網(wǎng)優(yōu)化論證基礎(chǔ)上，優(yōu)選水平井采油，定向井同期注水適合油藏的特點，開發(fā)指標(biāo)預(yù)測較優(yōu)；經(jīng)實施該區(qū)新井初期產(chǎn)量超過了方案設(shè)計，區(qū)塊開發(fā)取得了較好的效果。

關(guān)鍵詞：高收縮原油；相態(tài)特征；開發(fā)方式；開發(fā)對策

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1 基本概況

埕海地區(qū)位于大港油田南部灘海區(qū)，北鄰歧口凹陷，南邊為趙東合作開發(fā)區(qū)，該區(qū)灘涂—海域水深0～2 m，該區(qū)是在前第三系基巖潛山背景上長期繼承性發(fā)育的大型背斜構(gòu)造。該背斜夾持于近東西走向的張東斷層和趙北斷層之間，區(qū)域構(gòu)造位置有利；其含油層系為沙河街組沙二段，油藏埋深2 500～3 100 m，屬于中深層埋深；儲層沉積類型為三角洲辮狀河道沉積，儲層橫向變化較大；儲層物性為中孔中低滲儲層，試油試采為中高產(chǎn)能，原油性質(zhì)較好，弱邊水的油藏特征。

2 高收縮原油特性

2.1 原油性質(zhì)

該區(qū)原油密度分布在0.81～0.87 g/cm3之間，黏度在2～10 mPa·s之間，屬于輕質(zhì)中等黏度原油，PVT分析得知高收縮原油地下原油中的輕烴組分含量大，高氣相體積分數(shù)能夠反應(yīng)高收縮率原油特點；地層油由地下至地面脫氣后，一部分氣體從地層原油中逸出，其體積必然變小，這種現(xiàn)象稱為地層原油的收縮。

該斷塊沙河街組多為輕質(zhì)油藏，含揮發(fā)性的輕烴組分較多，投產(chǎn)后氣油比往往較高，最高接近1 000 m3/m3；壓力降低時輕質(zhì)成分由液態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)闅鈶B(tài)，原油收縮率在31.05%～35.80%之間，屬于高收縮原油。

2.2 油藏相態(tài)特征

根據(jù)PVT可知南部埕海地區(qū)沙二下地層壓力為28.56 MPa，飽和壓力為24.92 MPa，呈現(xiàn)未飽和油藏特性；該區(qū)油藏位于A'～A之間（圖1），泡點線上方、臨界點的左側(cè)，在原始壓力和溫度下為一個輕質(zhì)油藏，相圖兩相區(qū)內(nèi)等液量線比較稀疏。由于該區(qū)地飽壓差較小，儲層物性相對較差，如果投產(chǎn)后油藏地層壓力下降，當(dāng)?shù)陀谂蔹c壓力后即可分離出大量氣體，按此方式會影響油藏的開發(fā)效果[1]。

圖1 高收縮原油相圖

3 采取的主要開發(fā)對策

3.1 同步注水優(yōu)于后期注水

選用沙二下ZH5斷塊模型，利用數(shù)值模擬技術(shù)進行彈性驅(qū)、溶解氣驅(qū)、水驅(qū)采收率對比研究，確定最佳開發(fā)方式。圖2表明彈性驅(qū)預(yù)測最終采收率最低只有2.42%，彈性驅(qū)+溶解氣驅(qū)預(yù)測最終采收率16.04%，水驅(qū)預(yù)測最終采收率最高，達到24.30%，比彈性+溶解氣驅(qū)高8.26%，相比來說，盡管彈性+溶解氣驅(qū)也具有一定采收率，但不能滿足海上高速、高效開發(fā)的要求，因此，選用注水開發(fā)[2]。

圖2 ZH5斷塊不同開發(fā)方式累積產(chǎn)油對比曲線

考慮到該區(qū)油藏特性，進行了不同注水時機評價研究，采取同步注水可保持穩(wěn)產(chǎn)4.1年，最終采收率為24.3%；當(dāng)?shù)?年注水時，穩(wěn)產(chǎn)時間基本能達到2.9年，最終采收率為23.6%；但是第3年以后開始注水，只能保持1.6年相對穩(wěn)產(chǎn)，最終采收率為22.3%（表1）；由于該斷塊天然能量較小，注水時間晚，導(dǎo)致斷塊地層壓力下降較快，地層能量降低，甚至?xí)?dǎo)致地層脫氣，產(chǎn)量遞減較大，即使第三年開始注水，該油藏產(chǎn)量無法達到初期產(chǎn)量規(guī)模，穩(wěn)產(chǎn)時間較短，無法滿足斷塊初期較長時間穩(wěn)產(chǎn)要求，最終采收率相差2個百分點[3]。

表1 不同井網(wǎng)設(shè)計開發(fā)指標(biāo)預(yù)測

3.2 采用合理的井距、水平段長度及注采井排，提高油藏開發(fā)效益

3.2.1 合理的井距論證

沙河街組儲層變化較大，平面儲層連續(xù)性差，井距對油藏注水開發(fā)影響比較大，分別采用200、300、400、500 m井距進行了研究，其結(jié)果是隨著井距增大，斷塊注水效果越來越差，累計產(chǎn)油量和采出程度則越來越低，最終采收率越來越小[4]。從產(chǎn)量降低幅度來看，當(dāng)井距大于300 m時，累計產(chǎn)量降低幅度明顯增大，采收率明顯降低；綜合該區(qū)經(jīng)濟井距和技術(shù)井距計算結(jié)果、數(shù)值模擬研究結(jié)果，優(yōu)選實施井距300 m（圖3）。

圖3 沙二下ZH5斷塊不同井距累產(chǎn)油對比曲線

3.2.2 水平段長度優(yōu)化

通過對水平段長度評價研究，分別計算水平井段長度200、400、600、800、1 000 m時的采收率和產(chǎn)量增長速度，結(jié)果表明：隨著水平井段的延長，產(chǎn)量呈增加趨勢，但當(dāng)水平段長度大于600 m時，產(chǎn)量、采收率增長幅度明顯變緩，因此優(yōu)選水平井段長度600 m，方案實際部署過程中將依據(jù)論證結(jié)果、同時結(jié)合構(gòu)造形態(tài)及儲層分布部署水平井段[5]，盡可能延長水平井段長度，使油井達到最佳產(chǎn)能（圖4）。

圖4 ZH5斷塊不同水平段長度累產(chǎn)油對比曲線

3.2.3 注采井排論證

考慮物源及儲層展布方向，同時結(jié)合裂縫對中低滲透油田開發(fā)效果的影響，選擇注采比1，利用數(shù)值模擬技術(shù)進行注采井排布置方向研究，共部署兩個方案：注采井排沿北東方向（大致平行于主應(yīng)力方向）布置、注采井排沿北西方向布置，兩種布置方式近似垂直；沿北東方向累積產(chǎn)油量242.8×104t時，油藏含水81.2%；沿北西方向累積產(chǎn)油量229.5×104t時，油藏含水83.7%；沿北東方向斷塊含水上升速度比較慢，最終含水較低，所以該區(qū)的注采井排采取北東方向[6]。

3.3 水平井采油，定向井注水效果好

針對油藏特性、井型特點，將該區(qū)分為水平井采油定向井注水、水平井采油水平井注水、定向井采油定向井注水三種類型進行論證（表2）。從海上開發(fā)的現(xiàn)狀看，井網(wǎng)三型定向井?dāng)?shù)為55口，由于灘海井場井口槽數(shù)量有限，井?dāng)?shù)多造成投資大，該類型雖最終采收率較高，但不適宜該區(qū)開發(fā)；井網(wǎng)一型與井網(wǎng)二型總井?dāng)?shù)為24口，最終采收率也接近，與井網(wǎng)三型相差不到2.3個百分點；井網(wǎng)一型單井累計采油量高、投資費用略低，采用定向井注水開發(fā)，即可鉆遇較多油層，同時也可降低水平井實施風(fēng)險，建議采用水平井采油定向井注水，開發(fā)效果好，投入產(chǎn)出比較高[7]。

表2 不同井網(wǎng)設(shè)計開發(fā)指標(biāo)預(yù)測

4 結(jié)論

針對該區(qū)高收縮原油的油藏特點，采用合理的井距、水平段長度及注采井排，有效保證了水平井現(xiàn)場實施，選擇水平井采油，定向井同期注水后，及時補充地層能量，保證油藏有效開發(fā)；投產(chǎn)后新井初期產(chǎn)量超過的方案設(shè)計，埕海地區(qū)沙河街組油氣產(chǎn)量達到30萬噸水平，油藏壓力保持在合理范圍內(nèi)，該油藏開發(fā)取得了較好的開發(fā)效果。

參考文獻：

[1]馬士煜．凝析油氣藏開采技術(shù)[M]．北京：石油工業(yè)出版社，1996：19-41.

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Characteristics and Development Measures of High Shrinkage Oil in Shahejie Formation， Chenghai Oilfield

DOU Yu, CAI Zhongxian
（China University of Geosciences, Wuhan Hubei 430074, China）

Abstract：For high efficient development of hydrocarbon reservoir in Shahejie formation of Chenghai oilfield， based on laboratory test, well logging, well testing and production test data, the phase behavior characteristic of crude is analyzed, and then the development mode, well spacing, well type, injection-production well pattern of the high shrinkage oil reservoir is demonstrated. It is adopted that the reservoir development efficiency is higher by 300 m well spacing， 600 m horizontal section and north-east injectionproduction well array through early synchronous water flooding rather than by later stage water flooding. Based on the optimization of different well pattern， the horizontal well for production and directional well for water flooding is suitable for reservoir characteristics， and the development index is better than prediction. After implementation， the initial production of new well in this oilfield exceeded the program design， and the oilfield development results are very good.

Keywords：high shrinkage oil; phase behavior; development mode; development measure

中圖分類號：TE357.6

文獻標(biāo)識碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.01.052

文章編號：1008-2336（2016）01-0052-04

基金項目：國家科技重大專項“歧口灘海油田高效開發(fā)綜合配套技術(shù)研究與應(yīng)用”（2008ZX05015-005）部分成果。

收稿日期：2015-09-23；改回日期：2015-12-06

第一作者簡介：竇煜，男，1992年生，石油工程專業(yè)碩士生在讀，研究方向為開發(fā)地質(zhì)，曾在大港油田灘海開發(fā)公司工作。