华庆油田长6油藏开发方式优选.pdf

华庆油田长 6 油藏开发方式优选刘浪，张子尧，杨澜，李龙飞（中国石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃庆城苑源缘员园园）摘要：综合研究区构造、沉积、砂体展布、储层岩石矿物、孔隙结构研究认为，华庆油田长 6 油藏为低孔超低渗层状岩性油藏，根据沉积特征、物性特征、孔隙特征、孔隙结构及渗流特征制定了长 6 油藏储层综合评价标准，结合已开发油藏的开发效果，通过油藏参数建立模型，模拟计算 20 年，综合日产油、平均地层压力、采收率等开发指标，给出不同储层类型的最佳开发方式。关键词：长 6 油藏；评价标准；油藏类型；效果评价；开发方式中图分类号：TE321文献标识码：A文章编号：1673-5285（2023）0苑-0067-04DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.20圆3.0苑.015*收稿日期：圆园23原05-25作者简介：刘浪（1986），男，工程师，主要从事油田产能建设工作。E-mail：liul69_华庆油田所处的区域构造单元属鄂尔多斯沉积盆地陕北斜坡西南部，鄂尔多斯盆地地处中国东西两大构造单元的中间过渡带，它是一个古生代稳定沉降，中生代坳陷自西向东迁移，新生代周边扭动、断陷的多旋回克拉通盆地。员油藏地质特征华庆油田长 6 油藏沉积时为深原半深湖环境，砂岩以深灰色为主，泥岩均为灰黑色，砂泥岩突变接触；中南部发育滑塌变形、重荷模等构造；植物化石很少。北部为三角洲前缘沉积相，南部为半深湖-深湖区的水下沉积；砂体展布以北东原南西向为主，河道宽度 4耀6 km；长 63砂体发育，厚度较大，长 62和长 61砂体不发育，厚度较小。各小层砂体变化不大，整体连通性较好1-3。华池-环县地区长 6 油藏储层为特低孔、超低渗储层。孔隙度呈单峰特征，主要分布在 7.5%12.5%，属超低渗透芋类油藏；长 6 油藏原油组分以饱和烃为主，地层水以 CaCl2为主，反映油藏保存条件较好。相渗实验结果表明，束缚水饱和度平均为 34.7%，残余油饱和度平均为 33.9%；两相渗流区间窄。油相相对渗透率下降快，水相相对渗透率低，表明后期驱替难度大。圆已开发油藏效果评价2013 年以来在华池-环县地区长 6 油藏分别采用水平井注水开发，大斜度井超前注水开发，长水平井超前补能开发，开发效果相对较差。水平井注水开发：2013 年在南部 A 区长 6 油藏采用水平井注水开发，开发方式为七点水平井井网注水开发，水平段长度 800 m，井距 500 m，排距 150 m，水平井初期产量高，递减快（第一年递减 36.2%、第二年递减 28.1%），储层微裂缝发育，主向油井易见水（中部 19 口井见水，占 37.3%），见水方向较明确。大斜度井开发：2019 年在 B、C 区采用大斜度井超前注水开发，井网形式为矩形井网超前注水开发，井距400 m，排距 120 m，大斜度短 80耀100 m，大斜度井初期产量高，注水见效缓慢，递减较大。长水平井超前补能开发：2018-2022 年在 D、E 区采用长水平井自然能量开发，完钻投产水平井 6 口，水平段 500耀1 400 m，初期单井日产油达到 10.5 t，目前日产油 5.3 t，开发效果较差。猿开发方式优先猿援员储层类型划分石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION第 42 卷第 7 期2023 年 7 月Vol.42 No.7July.2023图 1不同井网形式采出程度对比图 2不同井型采出程度对比分类参数玉类域类芋类郁类沉积特征沉积微相水下分流河道主体滑塌浊积扇主体水下分流河道侧缘滑塌浊积扇侧缘砂体厚度/m逸88耀66耀4约4粒度中值/mm细砂岩（逸0.100）粗粉砂岩（0.100耀0.050）细粉砂岩（臆0.005）细粉砂岩（臆0.005）泥质含量/%臆1010耀2020耀3030物性特征椎/%逸99耀88耀7约7K/（10-3滋m2）逸0.200.20耀0.150.15耀0.10约0.10孔隙特征类型溶孔、残余粒间孔残余粒间孔残余粒间孔、微孔微孔、晶间孔面孔率/%逸33耀22耀1约1孔隙结构排驱压力/MPa臆1.01.0耀2.01.5耀2.52.5中值半径/滋m逸0.250.25耀0.150.15耀0.105.0综合研究区构造、沉积、砂体展布、储层岩石矿物、孔隙结构研究认为，华池-环县地区长 6 油藏为低孔超低渗层状岩性油藏；制定华池-环县地区长 6 油藏储层综合评价标准，开展油藏综合评价研究，为差异化开发技术对策奠定基础（表 员）。猿援圆开发技术对策猿.2.1玉类油藏开发技术对策根据所给油藏参数建立模型，对玉类油藏进行开发方式优选，对比三种开发方式，模拟计算 20 年，综合采出程度、日产油、平均地层压力，采用正方形五点井网水平井注水开发，开发效果最好（表 2、图 员、图 2）。猿援圆援圆域类油藏开发技术对策根据所给油藏参数建立模型，对域类油藏进行开发方式优选，对比三种开发方式，模拟计算 20 年，综合采出程度、日产油、平均地层压力，采用正方形五点井网水平井连续注 CO2开发，开发效果最好（表 猿、图 3耀图 6）。猿.2.3芋类油藏开发技术对策根据所给油藏参数建立模型，对芋类油藏进行开发方式优选，对比三种开发方式，模拟计算 20 年，综合采出程度、日产油、平均地层压力，采用正方形五点井网水平井连续注 CO2开发，开发效果最好（表 源、图 7耀图 9）4-5。猿.2.4郁类油藏开发技术对策根据所给油藏参数建立模型，对郁类油藏进行开发方式优选，对比三种开发方式，模拟计算 20 年，综合采出程度、日产油、平均地层压力，采用正方形五点井网水平井连续注 CO2开发，开发效果最好（表 缘、图 员0耀图 员3）。表 1推荐华池-环县地区长 6 油藏储层分类标准表砂体厚度/m椎/%K/（10-3滋m2）含油饱和度/%相渗等渗点/%10100.306560网格结构模型尺寸/m伊m伊m井网类型地层原始压力/MPa饱和压力/MPa43伊50伊44860伊500伊44五点16.812水体积系数水压缩系数/MPa-1水黏度/（mPa s）岩石压缩系数/MPa-1油密度/（kg m-3）1.000 010.000 380.50.001 383830表 2玉类油藏参数表反九点井网矩形井网正方形井网20151050直井水平井大斜度井2520151050石油化工应用2023 年第 42 卷68砂体厚度/m椎/%K/（10-3滋m2）含油饱和度/%相渗等渗点/%1070.105850地层原始压力/MPa饱和压力/MPa水黏度/（mPa s）岩石压缩系数/MPa-1油密度/（kg m-3）16.8120.50.001 383830表 4芋类油藏参数表砂体厚度/m椎/%K/（10-3滋m2）含油饱和度/%相渗等渗点/%1080.156155地层原始压力/MPa饱和压力/MPa水黏度/（mPa s）岩石压缩系数/MPa-1油密度/（kg m-3）16.8120.50.001 383830表 3域类油藏参数表图 5不同井网形式采出程度对比图 6不同井型采出程度对比图 3不同开发方式下累产油曲线图 4不同注气方式下日产油曲线60000400002000002021/10/312028/9/42035/7/102042/5/14衰竭注水注气151296302021/10/312028/9/42035/7/102042/5/14连续注气气水交替周期注气反九点井网矩形井网正方形井网20151050直井水平井大斜度井2520151050141210864202022/12026/12030/12034/12038/1衰竭开发注气开发注水开发1816141210864202022/12026/12030/12034/12038/1衰竭开发注水开发注气开发2022/12026/12030/12034/12038/1181614121086420注气开发衰竭开发注水开发图 7不同开发方式下采出程度、日产油、平均地层压力曲线刘浪等华庆油田长 6 油藏开发方式优选第 7 期69图 8不同井网形式采出程度对比图 9不同井型采出程度对比砂体厚度/m椎/%K/（10-3滋m2）含油饱和度/%相渗等渗点/%1060.055545地层原始压力/MPa饱和压力/MPa水黏度/（mPa s）岩石压缩系数/MPa-1油密度/（kg m-3）16.8120.50.001 383830表 5郁类油藏参数表源结论（员）研究区长6 油藏整体属三角洲前缘沉积，水下分流河道是主要储集砂体，规模相对较小。纵向砂体相对发育，厚度较大，砂体非均质性较强，局部发育小规模甜点区，含油饱和度较高，开发潜力较大。（圆）研究区长 64油藏岩石润湿性复杂，储层敏感性较弱，水驱油效率仅 43.84%。束缚水饱和度 32.9%；残余油饱和度 63.1%；两相渗流区间窄。（猿）根据沉积学特征、岩石学特征、物性特征，开展油藏综合评价，将研究区储层分为四类。（源）制定了长 6 油藏差异化开发方式及合理开发技术对策，玉类油藏采用正方形五点井网水平井注水开发；直井合理注水量 25 m3/d，域类、芋类、郁类油藏采用正方形五点井网水平井注气开发。参考文献：1 于兴河.油气储层地质学基础 酝.北京：石油工业出版社，圆园园怨援2 戴启德，纪友亮援油气储层地质学 酝.东营：石油大学出版社，员怨怨远援3 付金华，李士祥，刘显阳.鄂尔多斯盆地石油勘探地质理论与实践 允.天然气地球科学，2013，24（6）：员园怨员原员员园员援4 严巡，王长权，张公社.二氧化碳气水交替驱注入参数优化研究 允.中国锰业，圆园员苑，猿缘（缘）：怨苑原怨怨援5 代波，王磊飞，庄建，等.超低渗透油藏 CO2驱最小混相压力实验 允.岩性油气藏，圆园圆园，猿圆（圆）：员圆怨原员猿猿援反九点井网矩形井网正方形井网151050直井水平井大斜度井201510502021/10/312028/8/312035/6/302042/4/30衰竭注水注气864205432102021/10/312028/8/312035/6/302042/4/30连续注气气水交替周期注气图 员2不同井网形式采出程度对比图 员3不同井型采出程度对比图 员0不同开发方式下采出程度图 员1不同注气方式下日产油反九点井网矩形井网正方形井网151050直井水平井大斜度井20151050石油化工应用2023 年第 42 卷70