何學文

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寧東油田ND26井區(qū)長期關(guān)停后開發(fā)動態(tài)特征研究

何學文

（中國石化華北油氣分公司，河南鄭州 450006）

針對寧東油田ND26井區(qū)長期關(guān)停后地層能量恢復、壓力分布及產(chǎn)能變化等問題，綜合運用油藏工程等方法開展關(guān)停期間地層能量恢復程度、壓力分布規(guī)律及試采特征等研究。研究表明，油田關(guān)停期間地層壓力逐漸恢復，影響壓力恢復的主要因素有儲層物性、構(gòu)造部位以及井型；關(guān)停期間地層流體重新分布，剩余油向構(gòu)造高部位富集，油水界面較原始狀態(tài)已抬升10.0 m，構(gòu)造高部位的復產(chǎn)油井產(chǎn)量恢復快、含水上升幅度小；油井關(guān)停再復產(chǎn)不僅能夠節(jié)能降耗、不改變油田最終采收率，而且有利于地層能量恢復，延長油田的開發(fā)壽命。

寧東油田；關(guān)停井；開發(fā)動態(tài)

寧東油田ND26井區(qū)于2016年3月陸續(xù)實施關(guān)停，2017年3月實施復產(chǎn)，關(guān)停時間長達1年左右。開發(fā)過程中長時間關(guān)停情況很少發(fā)生，僅2011年蘇丹因政局不穩(wěn)境內(nèi)油田關(guān)停2年[1]。油田長期關(guān)停對地層壓力有何影響、復產(chǎn)后開發(fā)動態(tài)特征有何變化等，前人研究成果多處于理論探索與數(shù)值模擬階段，而礦場實際操作的案例少。為此，針對寧東油田ND26井區(qū)開展了油田關(guān)停后地層能量恢復狀況評價、地下流體運移分布規(guī)律及開發(fā)特征研究，為老油田效益復產(chǎn)提供依據(jù)。

1 油田概況

寧東油田ND26井區(qū)目的層系為延安組延52油組，主要發(fā)育三角洲平原分流河道砂體，古河道流向大致由北向南，河道寬約1.0 km，平均砂厚11.5 m。該油藏為低幅度構(gòu)造的背斜油藏，南、北部構(gòu)造低，邊底水發(fā)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%，平均有效滲透率30.8×10-3μm2，驅(qū)動方式主要為邊底水+彈性驅(qū)動。井區(qū)有油井17口，水井7口，含油面積3.45 km2, 動用儲量180×104t；關(guān)停前油藏整體開發(fā)效果良好，預(yù)計可采儲量42.5×104t，標定采收率23.6%，采出程度7.5%，年采油速度1.3%。

2 關(guān)停期間地層壓力恢復狀況評價

ND26井區(qū)延52油藏原始地層壓力為16.01 MPa，經(jīng)過9年的開發(fā)，地層壓力下降幅度大，且在平面上呈較大差異性，采出程度越高的區(qū)域，地層壓力下降幅度越大。關(guān)停1年后，復產(chǎn)時地層壓力恢復到13.03 MPa，壓力恢復速度每月0.65 MPa；同時井區(qū)平面上壓力分布逐漸趨于均衡，得到不同程度的回升。

油田關(guān)停初期，由于油藏、水體存在壓差，停產(chǎn)后邊底水繼續(xù)流向采油區(qū)，補充地層能量，使油藏壓力逐漸回升，平面上壓力分布也逐漸趨于均衡[2]；受油藏類型、儲層物性、構(gòu)造部位等因素影響，地層壓力恢復速度、恢復程度存在差異性。針對ND26井區(qū)關(guān)停期間壓力恢復狀況，本文從儲層物性、構(gòu)造部位及井型三個方面分析影響壓力恢復的因素。

2.1 儲層物性

ND26井區(qū)延52砂體為三角洲平原沉積，沉積微相主要有分流河道、決口扇、天然堤、沼澤及洪泛平原，其中分流河道側(cè)向加積疊置形成的砂體，物性好，砂體累積厚度大（河道中心），層內(nèi)非均質(zhì)性弱，平面上連通性好，成帶狀分布。河道中心部位沉積微相以分流河道為主，測井相為箱型，砂體厚度大，物性好，油井壓力恢復速度平均每月0.75 MPa；河道邊部沉積微相以決口扇、洪泛平原為主，測井相以鐘型或指型為主，砂體薄，物性較差，油井平均壓力恢復速度每月0.54 MPa（圖1）。

2.2 構(gòu)造部位

關(guān)停期間，邊底水繼續(xù)流向采油區(qū)補充地層虧空，構(gòu)造高部位的油井壓差大，壓力恢復速度快。隨著邊底水的補充，在重力作用下油水重新分布，導致油水界面抬升，構(gòu)造低部位的油井容易水淹，壓力恢復程度反而更高，復產(chǎn)時地層壓力更接近于原始地層壓力。跟蹤復產(chǎn)井發(fā)現(xiàn)砂頂深度高于2 055.7 m的油井平均壓力恢復速度為每月0.71 MPa，復產(chǎn)時壓力11.85 MPa；砂頂深度低于2 055.7 m的油井平均壓力恢復速度為每月0.45 MPa，復產(chǎn)時壓力12.78 MPa。

圖1 儲層產(chǎn)能系數(shù)與壓力恢復速度關(guān)系

2.3 井型

水平井泄油面積大于直井，關(guān)?；謴推陂g，水平井壓力恢復速度快于直井，最終壓力恢復更快。直井在關(guān)停期間壓力恢復速度每月平均為0.57 MPa，復產(chǎn)時地層壓力10.44 MPa；而相同物性、相同構(gòu)造部位的水平井在關(guān)停期間壓力恢復速度每月為0.64～0.70 MPa，復產(chǎn)時地層壓力11.38～12.98 MPa。

3 油田長期關(guān)停后開發(fā)特征研究

優(yōu)先復產(chǎn)部分高產(chǎn)井區(qū)，開展生產(chǎn)規(guī)律研究，對油田效益復產(chǎn)方案編制具有重要的指導意義。

3.1 復產(chǎn)井生產(chǎn)情況

2017年3月，ND26井區(qū)延52油藏陸續(xù)復產(chǎn)12口采油井，其中水平井11口，直井1口。與關(guān)停前相比，產(chǎn)液量增加33.99 t/d，產(chǎn)油量增加3.01 t/d，含水上升11.1%。

3.2 復產(chǎn)井開發(fā)特征研究

3.2.1 產(chǎn)液量變化

根據(jù)達西公式，產(chǎn)液量受壓差、地層流動系數(shù)、油井半徑影響。由于開井前后儲層滲透率、產(chǎn)油層厚度及地層流體黏度均未發(fā)生變化，故地層流動系數(shù)不變，油井半徑和地層供給半徑也保持不變，所以產(chǎn)液量發(fā)生變化的原因為生產(chǎn)壓差發(fā)生了改變[2]。

關(guān)井以后，由于地層中存在壓力差，油水在壓力差作用下重新分布，并向壓力較低的井底附近緩慢移動，使得近井地帶井底壓力升高，有效生產(chǎn)壓差增大，因此，復產(chǎn)后產(chǎn)液量增加。ND26井區(qū)延52油藏復產(chǎn)后，壓力保持由33.2%恢復至81.4%，平均單井產(chǎn)液量從7.54 t/d上升至10.37 t/d，增加2.83 t/d，提高37.5%。

3.2.2 含水率變化

油水井全面關(guān)停后，原地層虧空嚴重的區(qū)域存在一個低勢區(qū)，關(guān)停后流體會運移并在此聚集；若關(guān)停時間很長，則在地層壓力平衡過程中，剩余油發(fā)生重新分布和富集；受重力分異作用，構(gòu)造高部位的油井含水率上升幅度小、產(chǎn)油量增加，構(gòu)造低部位的油井含水率上升幅度大、產(chǎn)油量降低。ND26井區(qū)含水率上升幅度小的7口井均位于構(gòu)造高部位，平均砂頂深2 050.1 m，復產(chǎn)后平均單井產(chǎn)油量增加1.51t/d，含水僅上升2.3%；含水率上升幅度大的5口井位于構(gòu)造低部位，平均砂頂深2 056.4 m，復產(chǎn)后平均單井產(chǎn)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井為例，該井位于寧東ND26區(qū)南部邊底水發(fā)育區(qū)，復產(chǎn)后產(chǎn)液量增加6.42 t/d、產(chǎn)油量下降0.87 t/d、含水率從12.1%上升至95.0%，復產(chǎn)后水淹。該井關(guān)井前累計虧空26 106 m3，砂頂深2 055.8 m，鉆井軌跡顯示該井水平段距原始油水界面6.0 m。分析認為該井關(guān)停前地層虧空大，且水平軌跡距原始油水界面高度低，關(guān)停期間流體在壓力差作用下緩慢移動，在重力作用下油水重新分布，油水界面抬升，導致該井水淹。

為了驗證上述推斷，2017年11月，對距NP3井270 m處的寧東26井（直井）開展剩余油飽和度測井工作。測井結(jié)果顯示該井已射孔層位顯示不同程度的水淹，其中7–1號層完井剩余油飽和度為16.24%，解釋為一級水淹層；7–2號層完井剩余油飽和度為30.87%，解釋為二級水淹層。寧東26井砂頂深2 056.5 m，剩余油飽和度測井顯示該段為一級水淹層，復產(chǎn)后含水率達100%，顯示該井由于底水錐進已被水淹，進一步說明了該油藏復產(chǎn)后油水界面較原始狀態(tài)（2 066.7 m）已抬升約10.0 m。

3.2.4 復產(chǎn)后壓力及開發(fā)特征變化

復產(chǎn)井停產(chǎn)前平均動液面為1 557 m，折算地層壓力為4.53 MPa；停產(chǎn)恢復后動液面前期快速上升，后期緩慢上升（圖2），最終穩(wěn)定在748 m左右，折算地層壓力為11.97 MPa；復產(chǎn)主要以衰竭式開發(fā)為主，復產(chǎn)9個月后動液面下降至1 402 m，折算地層壓力為6.02 MPa，壓力下降速度為每月0.66 MPa。分析認為復產(chǎn)初期產(chǎn)液速度過大，導致動液面下降過快，地層能量保持水平過低，不利于油田的可持續(xù)發(fā)展。

圖2 復產(chǎn)井關(guān)停前、復產(chǎn)后動液面歸一化曲線

關(guān)停井復產(chǎn)后產(chǎn)油量初值低，隨著含水恢復穩(wěn)定，產(chǎn)油量逐漸上升。隨著地層能量的下降，產(chǎn)油量隨之出現(xiàn)遞減。通過對日產(chǎn)油進行歸一化處理發(fā)現(xiàn)，復產(chǎn)后產(chǎn)油量的遞減指數(shù)與停產(chǎn)前的遞減指數(shù)一致，均為﹣0.011（圖3），說明復產(chǎn)后的產(chǎn)油量符合停產(chǎn)前的遞減規(guī)律，同時也說明油田因油價低關(guān)停再復產(chǎn)不僅能夠節(jié)能降耗、不改變油田最終采收率，而且有利于地層能量恢復、延長油田的開發(fā)壽命。但油田的關(guān)停周期以及復產(chǎn)的合理開發(fā)技術(shù)政策還需進一步研究。

圖3 復產(chǎn)井關(guān)停前、復產(chǎn)后日產(chǎn)油量歸一化曲線

4 應(yīng)對措施及效果

針對ND26井區(qū)延52油藏復產(chǎn)后部分井含水率上升、地層能量下降快的問題，主要采取了以下措施：①關(guān)停2口構(gòu)造部位低、含水率大于95.0 %的復產(chǎn)井；②對4口構(gòu)造部位低、含水率上升快的復產(chǎn)井采取降低產(chǎn)液量，控制采液速度，防止底水進一步錐進；③恢復2口注水井，開展邊部注水補充地層能量，注水量為40.0 m3/d。通過上述措施，目前該井區(qū)單井產(chǎn)液量為6.90 t/d，產(chǎn)油量為3.79 t/d，含水率為45.0%，動液面穩(wěn)定在1 400 m左右。與關(guān)停前相比，單井產(chǎn)液量下降了0.63 t/d，產(chǎn)油量增加了0.08 t/d，含水率下降了5.6%，該井區(qū)呈現(xiàn)好的開發(fā)趨勢。

5 結(jié)論

（1）影響ND26井區(qū)延52油藏壓力恢復因素主要有儲層物性、構(gòu)造部位以及井型。

（2）ND26井區(qū)延52油藏關(guān)停期間地層流體發(fā)生重新分布，剩余油向構(gòu)造高部位富集，油水界面較原始狀態(tài)已抬升約10.0 m，構(gòu)造高部位的復產(chǎn)井含水上升幅度小、產(chǎn)油量上升，構(gòu)造低部位的復產(chǎn)井含水上升幅度大、產(chǎn)油量下降。

（3）通過關(guān)停高含水井、控制產(chǎn)液速度、邊部注水補充地層能量等措施，ND26井區(qū)延52油藏復產(chǎn)后達到了“穩(wěn)油控水”、緩解遞減的目的，復產(chǎn)井呈現(xiàn)好的開發(fā)趨勢。

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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

何學文，工程師，1985年生，2010年畢業(yè)于中國石油大學（北京）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)工作。

國家科技重大專項“低豐度致密低滲油氣藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”（2016ZX05048）。

編輯：黃生娣