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1、江汉石油职工大学学报2008年07月JournalofJianghanPetroleumUniversityofStaffandWorkers第21卷第4期安塞油田坪北区强化注水提高开发效果1.2222陈秀兰,叶青竹,聂光华,刘星3(1.中国石油大学,北京昌平102249;2.中国石化集团江汉油田分公司勘探开发研究院,湖北潜江433124)[摘要]安塞油田坪北区为低渗透裂缝性油藏。随着注水开发的推进,位于裂缝方向上的油井将逐步水淹,位于裂缝侧向上的油井见效困难,导致难于保持稳产。本文分析了坪北区强化注水的必要性和可行性,进行了油藏模拟研究,并结合矿场生产实践,
2、得出了较好的历史拟合,据此提出合理强化注水开发指标和主要认识。[关键词]安塞油田坪北区;低渗透油藏;裂缝;强化注水;注水强度;注采比;开发效果[中图分类号]TE357.6[文献标识码]A[文章编号]1009—301X(2008)04—0008—05安塞油田坪北区位于陕西省延安市安塞县和子长4)发育多向垂直裂缝,天然裂缝分布方向有北东县境内。构造位置属陕北斜坡中部坪桥鼻褶带,为近南25°～45°和北西20°～45°两组,在原始地应力条件下呈北走向倾角小于1°的西倾单斜,局部因差异压实作用发闭合状态;人工裂缝方向为北东70°～80°,代表区域性育低缓鼻状隆起。坪北
3、区含油层位为三迭系延长组,储水平最大主应力方向。油层以三角洲前缘亚相水下分流河道和河口坝沉积为5)储油层敏感性以弱速敏为主;无水敏～弱水敏;无主,主要含油小层为长62层、长61层和长4+52层,其次盐敏～轻度盐敏;有弱酸敏;无碱敏～弱碱敏。为长21层。安塞油田坪北区于1998年5月投入开发,6)原油性质好,具有低密度、低粘度、低沥青质的特在产能建设上产阶段(1998年～2002年),采用排距点。平均地面原油密度为0.859g/cm3,地下原油密度为150m、井距450m(井排方向平行于裂缝方向-北东75°)30.782g/cm;地面原油粘度为8mPa·s,地下
4、原油粘度为的行列注采井网开发,通过逐年滚动详探开发实施,基本42.7mPa·s;地层水总矿化度为8.4×10mg/l,氯离子含达到方案设计要求;在加密调整、滚动扩边稳产阶段4量为5.35×10mg/l,水型以氯化钙型为主。(2003年～目前),用陀螺测斜落实油水井地下位置,开7)原始地层压力为8.3MPa,油藏饱和压力为4.83MPa,展加密调整和滚动扩边工作,近几年年产油量持续稳定3原始气油比为56.2m/t,原始油层体积系数为1.154,地层温4在17×10t。随着注水开发的进展,加密调整井网和滚度为50℃。动扩边详探的余地越来越小,为了改善油田注水开发效
5、1.2油藏开发特点果,必须将注水井排上水淹二注井转注,拉水线强化注1)试油产量较高,平均单井日产油10.4t;由于油藏水,确保油田持续稳产。渗透率低、压力低,地层天然驱动能量不足,投产后产量1油藏地质开发特点下降较快,初期平均单井日产油3.4t,目前平均单井日产油1.2t。1.1油藏地质特点2)油井无自然产能,需压裂投产。1)油藏构造平缓,油层埋藏较浅,油层深度1200m～3)油层束缚水饱和度高达39%,没有无水采油期和1400m。地层倾角小于1°,构造对油藏无明显控制作用。低含水期,投产初期平均综合含水已达33%。2)储集层以细砂岩为主,碎屑成份中斜长石最丰
6、富,石英次之,为长石砂岩;粘土矿物主要为绿泥石,其次为4)油藏地饱压差小,只有3.47MPa;压力下降快,易伊利石,其平均相对含量分别占91.1%和8.9%;储层胶脱气;油井抽油泵效低,只有30%左右。结类型主要为孔隙-薄膜型,胶结物主要为泥质和方解5)油层温度低,只有50℃,油井生产过程中易结蜡。石,平均含量分别为4.6%和1.4%。6)油藏具有低渗透率与存在裂缝的双重性,注入水3)储油层物性差,属低孔隙度、特低渗透率油层,平推进有明显的方向性,主要沿北东70°～80°人工裂缝方-32均孔隙度为11%,平均渗透率为1.3×10μm。向推进。3[收稿日期]20
7、08-01-12[第一作者简介]陈秀兰(1968-),女,高级工程师,1991年毕业于江汉石油学院采油工程专业,在江汉油田勘探开发研究院长期从事油田开发研究工作,现为中国石油大学(北京)在读硕士研究生。陈秀兰等.安塞油田坪北区强化注水提高开发效果9量与日产油量变化对比详见图1。2强化注水必要性分析安塞油田坪北区为特低渗透裂缝性油藏,一方面由于油层渗透率特低,另一方面天然裂缝与人工裂缝交错,导致注水后部分油井水淹,而另一部分油井难以见到注水效果,产量不断下降。为了防止注入水沿裂缝突进,坪北区长期采用温和注水方式开发,平均单井日注水量控3制在10m左右。近十年的注
8、水开发表明,注入水推进具有明显方向性,
