鲁克沁油田深层稠油注水开发技术

■克沁油田深层调油注水开发技术荆文波;张娜;孙欣华涨斌成;白国娟;王伟胜潞磊;辛丽瑁【摘要】鲁克沁中区深层稠油采用常规注水开发后因油水黏度比大，平面、剖面注采矛盾严重，注入水单向突进十分严重.采用分层系开发、分层系注水、精细注水、化学调剖等开发对策，平面和剖面矛盾不断改善，水驱动用程度从2008年的17.1%提高到目前的40.9%,地层压力逐年恢复启然递减得到有效控制.研究表明，由于油水黏度比高，见水后流度比即大于1,而且随着含水上升，流度比上升迅速，注入水的指进、突进会更严重；水驱见效区半径为100~300m,见水前缘与水淹前缘的距离为10~30m.单井及油田水驱特征均表现为凸型，中高含水期为主要采油期.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷)，期】2013(034)002【总页数】3页(P199-201)【关键词】鲁克沁油田;深层;稠油;注水开发;流度比;水驱特征【作者】荆文波;张娜;孙欣华涨斌成;白国娟;王伟胜潞磊;辛丽瑁【作者单位】中国石油大学石油工程学院，北京102200;中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密839009;国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院,新疆哈密839009;国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院,新疆哈密839009;国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密839009;国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院,新疆哈密839009;国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院,新疆哈密839009;国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密839009;国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院,新疆哈密839009【正文语种】中文【中图分类】TE3451油田概况鲁克沁油田位于吐哈盆地台南凹陷北部的鲁克沁构造带上。鲁克沁中区为断块油藏，主力油层为T2k，厚度30-60m/里深2200-3100m，属于深层稠油，孔隙度17%-30%，渗透率150-700mD，属于中孔、中低渗储集层。地面脱气原油黏度15000-25000mPa・s(50°C)，地层条件下原油黏度280-526mPa-s,属于普通稠油B类。油藏压力系数0.95-1.05，地温梯度2.44~2.59°C/hm.为厚层、块状边底水稠油油藏。鲁克沁油田中区包括鲁2、鲁8和玉东3个区块。鲁2块是鲁克沁油田最早投入开发的区块，油藏埋深2300m,油藏条件下原油黏度为526mPa-s.开发初期采用200m正方形反九点注采井网开采。衰竭开发3年地层压力下降幅度较大，于是开展常温注水矿场先导试验，2005年鲁2块全面投入注水开发试验，综合评价认为取得良好效果。此后，确定了中区全面实施注水开发的原则，2007年逐步实施，目前已全面实施注水开发。截至2011年底，鲁克沁中区共有250口井，其中油井191口，开井185口，日产油919t/d，注水井59□，开井58□，日注水2373m3/d.2开发技术对策研究分层系开发鲁克沁油田油层厚度大，层间矛盾比较突出。对鲁克沁油田的产量与厚度关系分析后认为，油层射孔厚度大于30m后层间矛盾增大，产量增加幅度明显变小。从水井吸水剖面看，层内、层间矛盾均比较突出，有必要实施分层系开发。玉东口油组1、2砂组之间存在稳定泥岩隔层，厚3~15m,能够实现分层系开发。鲁克沁油田储量丰度大，单井控制储量10x104t，分层系开发后平均单井产量为6.4t/d，具备分层系开发的储量基础及经济产量。从2008年开始逐步在油层厚度大于50m的区域实施分层系开发，采油速度由合层开采的0.46%提高到0.8%,剖面动用程度从81%提高到90%.(2)分层注水鲁克沁中区注水初期层间矛盾严重，上、下油层吸水极不均匀。因此逐步实施合注井分注，分注后层间矛盾得到了明显改善。目前中区共有分注井32口，单层注水井24口，合注井9口，水井分注率达到85%.(3)精细注水扎实开展注水基础工作，按井组进行精细配水、及时调控，同时加强注水区块动态监测工作，掌握注采动态变化情况，及时调整注采结构。投注初期由于地层压力下降较大，为快速补充能量，初期按1.2~1.5的注采比，随着油井的见效，为控制含水上升，注采比逐步调整为1.0~1.2，实施温和注水。2008—2011年进行了257井次的注水调控工作。(4)化学调剖针对鲁克沁油田非均质严重、油水黏度比大、注入水易发生指进的特点，采用化学调剖改变液流方向，提高波及体积。目前已实施21个井组，18个井组见到明显效果。2011年完成调剖的5个井组对应油井含水上升速度减缓，初步达到了增油降水的效果，截至2011年11月底，累计增油1171t,少产水1329m3.3油水分布研究玉东区块油水相对渗透率实验研究表明，束缚水饱和度为0.229，残余油饱和度为0.395，可动油饱和度为0.376.含水率与饱和度关系曲线表明，稠油见水后含水迅速上升，直接进入中含水期(图1),这与油田生产数据吻合。流度比与含水率关系曲线表明，见水初期，流度比即大于1,流度比随着含水率上升而增加，在含水率95%以前上升较缓，含水率大于95%以后迅速增大，流度比越大，非活塞驱替的程度越高，可见稠油注水的指进、突进现象会更严重［1,2］。图1玉东区块含水率与含水饱和度关系曲线玉东区块、鲁2块和鲁8块的平均水线推进速度分别为0.53、0.52和0.56m/d，中区平均水线推进速度为0.55m/d.油井见水时鲁2块米累计注水量明显高于玉东区块和鲁8区块。见效区半径、见水前缘与水淹前缘的距离均与储集层物性、流体黏度、注水强度及注水时间等因素有关，玉东区块大部分注水井注水时间在1~3a，研究表明见效区半径为100-300m（图2）,见水前缘与水淹前缘的距离为10~30m.图2玉东区块见效半径与时间关系曲线根据物质平衡原理，对中区57口注水井分小层计算了水驱半径。不考虑岩石和流体弹性产能，假设注入到油层的水以活塞式推进，将水驱可动油逐步推入采油井井底，随后被采出，那么采出的油量必须有等量的水存量。其数学表达式为由（1）式推导则有结合示踪剂监测、生产动态资料，综合分析了油田单井见效、见水情况，研究表明，共有见效油井155口，见水油井83口。利用Petrel软件建立地质模型，利用Eclipse软件分小层进行了数值模拟，发现玉东区块目前见效区仅有39%，还有61%的区域未见效，注采井网有待于进一步完善，为剩余油分布的精细刻画和后期挖潜提供了参考依据。4水驱特征分析本次对鲁克沁单井水驱特征的研究主要应用了5种形式的水驱曲线［6,7］,分别是甲型、乙型、丙型、丁型和俞启泰第25种（简称俞25）,其中俞25是一种广义水驱特征曲线，通过m取不同的值，该式可以对应S型、凹型、过渡型等不同的fw-R关系，描述不同的含水上升规律（表1）。研究表明，丙型曲线适应性最好。表1水驱特征曲线分类？（1）单井水驱特征分析对鲁克沁油田含水70%以上的62口井进行分析表明，油井见水后含水上升快，随后含水上升率逐渐减缓（图3）。油井见水后含水率即在30%以上，不存在低含水期，单井以凸型水驱特征为主（表2）。主要原因是油水黏度比高。图3鲁2块含水上升率曲线（2）水驱动用程度分析通过精细注水和注水结构不断调整，油田注采井网趋于合理，注水井剖面矛盾明显得到改善，油田注水受效规模逐步扩大，地层压力逐年恢复，目前玉东区块、鲁2块和鲁8块地层压力分别为23.7、21.5和26.4MPa.中区水驱储量动用程度逐年增加，从2008年的17.1%提高到目前的40.9%（表3）。注水开发效果明显，老井自然递减从注水开发初期的21.2%减缓到目前9%左右。表2单井水驱特征统计口S型井数区块玉东鲁8鲁2分析井数61911凸型井数58910直线型井数121表3鲁克沁中区历年水驱储量动用程度％区块玉东鲁2鲁8合计2008年10.434.324.217.12009年20.342.934.626.82010年25.447.249.432.82011年33.952.461.040.9图4鲁2块H油组含水率与采出程度关系曲线（3）水驱采收率分析对于井网完善程度较高的鲁2块H油组生产数据进行分析（图4）,水驱特征表现为凸型，中高含水期为主要采油期。水驱稳定初期预测采收率为9.2%，随着注采井网完善程度增加、注采调整力度加大，水驱采收率可提高到12.8%.符号注释A1,A2,A3,A4,A5,a1,a2——系数，f;B1,B2,B3,B4,B5,b1,b5——系数，f；C2,n——系数，f；dfw/dR——含水上升率，f;fw——含水率，f；hi——有效动用厚度，m；Lp 累计产液量，104t；N——地质储量，104t；Np 累计产油量，104t；R——采出程度，f；ri——均质情况下第i层的水驱半径，m；Swi，Sor 分别为束缚水饱和度和残余油饱和度，f；Wp 累计产水量，104m3；Wi——分层累计吸水量，m3；3——有效孔隙度，f.参考文献：丁良成，赵宝柱