浅谈下寺湾低渗油田开采特征

苏存娃

(延长油田股份有限公司 下寺湾采油厂开发科，陕西 延安 716000)

1 地质简况

1.1 构造特征

下寺湾油田构造相对比较简单，它位于陕北西倾单斜的南部，下寺湾鼻褶群，东高西低，鼻轴走向近东西向，地层走向为北东、西南向与河流方向大体一致，构造倾角0.5度左右，属极度平缓的单斜构造。

1.2 油藏特征

主要是一套与构造因素有关的低孔、低渗、低产的岩性油藏为主，整个油藏有两个比较明显的特征，一是低孔，平均14.5%、低渗，平均 3.1×10－3μm2、低丰度，平均28.04×104 t/km2、低产能，不压裂基本上无产能［1］;二无纯油藏，都属于混水油层，又称油水同层。

2 开采特征

2.1 油井无自然产能，均需压裂投产

在九十年代前，延长油田基本处于开发停滞状态，究其原因并不是没有发现油田，而是当时压裂工艺技术的落后。根据对我国部分已开发的特低渗透油田动态资料的统计，压前单井自然产能很低，或根本就不出油，但压裂后，相对增产幅度达3.7倍以上，可使原来不具务工业开采价值的低渗透油田，变为可进行工业开采的油田［2］。

下寺湾油田主要储层为延长组长2、长3、长6油层，局部零星分布延安组Y7+8、Y9油层。主力油层延长组全部为低渗和特低渗透。岩芯常规物性分析表明油藏平均渗透率为2.7×10－3μm2，岩性致密，孔吼半径平均为 0.937 μm［3］，渗流阻力大，这导致油井自然产能低，下寺湾油田所有油井都没有自然产能，均需压裂投产。

据统计，2010年3—7月压裂投产242口井，占总井数100%，初期平均单井日液16.8 m3，单井日产油2.05 t，采油强度0.66 t/d.m;2003—2009年旧井原层重复压裂150井次，平均单井当年增油41.5 t，原层位解堵类措施412井次，平均单井当年增油28.3 t，原层位压裂当年增油是原层位解堵增油的1.47倍。

2.2 自然递减快

低渗透油田由于渗流阻力大，供液能力差，无稳产期，产量递减迅速，投产初期的月递减最高可达15%以上，年递减率平均为50%左右。随后逐渐减弱，到一定程度后递减变的十分缓慢，这正是弹性能量(弱底水)驱动的主要表现。

北沟地区75口生产在10年以上老井，统计单井平均年日产量变化分析计算年自然递减率依次是47%、31%、23%、23%、18%、15%、13%、11%、10%、9%(如图1所示)。

图1 下寺湾油田北沟区十年产量变化趋势图

2.3 地层能量不足，投产初期高含水，后期含水有所上升，挖潜效果差

①天然能量不足

油藏以岩性控制为主，仅局部有边底水，由于孔隙结构复杂，连通性差，使得边底水不活跃，缺乏天然能量补充。根据下寺湾油区油井原始地层压力测试结果，油藏原始压力系数为0.83，如表1所示。

表1 下寺湾油区油井原始地层压力测试结果

②投产初期含水高

据所有油井开采动态资料的统计，油井无无水采油期，而且初期含水高，含水在77% ～98%。

高含水油藏形成的机理是:油气在二次运移过程中，浮力和水动力是油气二次运移的动力，毛细管力是阻力，油气要在储集层中发生运移，其浮力和水动力就必须克服孔隙喉道中油水界面上所产生的毛细管阻力，所以储集层岩性细而致密，小孔隙占很大比例，平均喉道半径0.8515 μm，纵向上钙质砂岩夹层很多，连通性差，造成油气在横向上运移难，纵向上分异难，所以造成含水高的混水油藏［4］。

如2009年3月新投的28口可对比井，投产初期平均单井日产液18.67 m3/d，单井日产油2.2 t/d，综合含水85.8%，到2009年12月，28口井平均单井生产时间9.2个月，平均单井日产液7.6 m3/d，单井日产油0.78 t/d，综合含水87.6%。

③生产后期含水有所上升

由于油层缺乏天然能量有效补充，随着生产的不断进行，地层能量亏空越来越严重，油井处在低于饱和压力状态下生产，原油中的溶解气不断脱出，增大了原油的粘度，增大了地下油水粘度比，从而使出油量降低，含水增加。

以下图2是非注水井区20口采油井的平均月产液、月产油、含水，作采油曲线图，明显的看出，随着采油时间的增加，含水逐渐有所升高。

图2 下寺湾油田石沟门井区

表2 不同产量状况下的含水情况

从以上表2生产情况看，油井投产初期含水较高，随递减变化，产量变低，含水有所上升。

④后期旧井挖潜效果差

由于油层缺乏天然能量有效补充，随着生产的不断进行，地层能量亏空越来越严重，原层位实施压裂、解堵措施效果较差，特别原层位重复压裂，据资料统计，造成的二次污染可达20%，造成二次污染的主要原因是地层能量太低，入井液返排不彻底。

2003—2008年共计实际压裂类、解堵类措施2792口，当年累计增油97472.24 t，平均单井增油34.91 t，整体反映效果差(如图3所示)。

图3 2003－2008年产均单井增油变化图

通过以上措施效果趋势图可说明，下寺湾低渗透油田稳产的真正主要手段是注水补充地地层能量，而压裂类、解堵类措施是辅助措施，建议最好在地层能量得到有效恢复后实施，其效果较为显著。

2.4 导压能力差，注水见效慢

①导压性能差

下寺湾油田渗透率低，压力传导慢，注水见效比高渗透油田滞后。其导压性能可用导压系数表达:

H—导压系数 Cm2/s

K—有效渗透率 Um2

U—地层原油粘度过 mPas

C—地层液体综合弹性系数 10－4/MPa－1

F—有效孔隙度%

根据公式可以看出，渗透率越低，其导压系数越小，压力传导越慢［5］。利用下寺湾油田桥镇井区参数计算导压系数为1.75 cm2/s，仅为高渗透油田的0.75%。

②油藏注水见效慢

低渗透油藏较差的储层物性和较低的导压性能决定了油藏注水见效速度慢，矿场实践也验证了这一点。

Ⅰ下寺湾油田泉59井区，平均孔隙度14%，渗透率2.26×10－3μm2，注采井距240～300m，2008年3月注水，2008年7～8月油井普遍见效，见效期为5～6个月左右(如图4所示)。

图4 泉59井

Ⅱ南沟地区泉丛21－4注水井组，平均孔隙度15%，渗透率0.6－2×10－3μm2，注采井距200m，泉丛21－4井2001年10月注水，井组油井2002年3月(即注水后4个月)开即见效(如图5所示)。

图5 泉丛21

以上实际采油曲线反映，低渗透油田油井见效时间与注采井距有如下关系，当注采井距200m时，见效时间4个月，注采井距300m时，见效时间6个月左右。同时，根据油井注水见效时间测算公式，利用下寺湾油田各项参数对注水见效时间进行了测算，结果表明:在井距300m条件下，注水见效时间166天，5个半月左右，和现场实际基本吻合。而具统计中、高渗透油田孔隙度23.3% ～32.9%，空气渗透率1500×10－3～5000×10－3m2，在注采井距300m条件下，油井见效时间仅有10－25天，与之相比远远小于高渗油田注水见效时间［6］。

3 结论

①下寺湾低渗油田在开采过程中，随着采出程度的增加，地层压力下降，溶解气从原油中析出，使原油粘度增加，造成单井产量递减快，后期含水较高，建议实施面积注水。

②针对下寺湾低渗透油田天然能量不足，在选择原层位压裂、解堵时一定把握好选择时机，选择时机是取得成功和效果的关键，建议选择地层压力能恢复到原始地层压力80%以上井。

③对于低渗透油田，其本身的渗透性决定压力传导能力较差，油层、小层、砂体间的连通性是决定注水见效程度的关键因素之一。

［1］高振东，宋和平，耿传林，等.下寺湾油田延长组长2油藏综合研究〔R〕.延长油田股份有限公司下寺湾采油厂.2006.

［2］延长油矿下寺湾钻采公司.张岔－枣林地区油气富集规律探讨及勘探部署.延长油矿下寺湾钻采公司内部资料，2005年4月.

［3］下寺湾采油厂、中国石油长庆油田公司勘探开发研究院.下寺湾油田西区长1、长2油藏综合研究.下寺湾采油厂内部资料，2000年3月.

［4］下寺湾采油厂、长庆石油勘探开发研究院.下寺湾油田东区长2油层新区开发方案.下寺湾采油厂内部资料，1998年1月.

［5］曾联波.低渗透砂岩油气储层裂缝及其渗流特征，地质科学.2004，39(1):11～17

［6］袁士义，宋新民，冉启全.裂缝性油藏开发技术.北京:石油工业出版社，2004.