姬塬油田樊学长4+5油藏开发技术政策优化研究

姬塬油田樊学长4+5油藏开发技术政策优化研究摘要近年来，我国探明的石油地质储量中，低渗透储量占比高达60％-70％，低渗透油田成为增储上产的关键资源。但因其低渗、低孔及复杂孔隙类型等特性，开采难度大、产量低、稳产难且开发技术滞后。本文针对姬塬油田樊学长4+5油藏开发问题，在前期地质研究基础上，构建符合实际的储层三维地质模型，并结合油藏动静态资料进行数值模拟。通过动态分析与数值模拟，对该油藏开发技术政策进行优化，提出适宜的开发技术优化政策与界限。研究表明，注水开发比天然能量开发更利于提高产能；超前约3个月注水，地层压力保持在原始地层压力的120％左右时为油井最佳投产时机；注采比合理值在1.0-1.1；油藏地层压力应维持在原始地层压力的120％左右，采油井合理井底流压控制在6.5MPa左右，生产压差控制在10.1-11.1MPa；完善注采井网，对局部地区实施油井转注和补钻调整，可提高水驱储量控制程度；对低产低效井采取堵水调剖、补孔及压裂等综合治理措施，能改善开发效果，实现油田稳产。本文研究对姬塬油田整体开发及可持续发展意义重大，也为同类低渗油田开发提供指导与参考。关键词姬塬油田；樊学长4+5油藏；开发技术政策；数值模拟一、引言在我国石油资源构成中，低渗透油田储量占比日益增大，逐渐成为石油工业持续发展的重要资源支撑。然而，低渗透油田特殊的地质条件，如渗透率低、孔隙度小以及孔隙结构复杂等，给油田开发带来诸多挑战，导致开采成本高、产量递减快且稳产难度大。目前，针对低渗透油田的开发技术虽有一定发展，但尚未形成一套完整、高效且适应性强的技术体系。因此，深入研究低渗透油田开发技术政策，对于提高油田开发效率、降低开发成本、实现油田可持续开发具有至关重要的意义。姬塬油田作为我国重要的低渗透油田之一，其樊学长4+5油藏在开发过程中也面临着诸多问题，如注水效果不佳、产量递减明显、油藏压力保持困难等。这些问题严重制约了该油藏的开发效益和可持续发展。为解决这些问题，本文基于前期对该油藏的地质研究成果，通过构建储层三维地质模型，并结合油藏生产过程中的动态和静态资料，运用油藏数值模拟等先进技术手段，对樊学长4+5油藏的开发技术政策进行系统优化研究，旨在提出一套适合该油藏特点的高效开发技术政策，为姬塬油田的整体开发提供有力的技术支持，同时也为其他同类低渗透油田的开发提供有益的借鉴。二、油藏地质特征2.1区域地质背景姬塬油田位于鄂尔多斯盆地中西部，该区域构造相对稳定，整体呈现为西倾的平缓单斜构造，地层倾角一般小于1°。区域内沉积环境复杂多样，经历了多期次的海侵海退和湖盆演化，形成了多套不同类型的沉积体系。樊学长4+5油藏主要发育于三叠系延长组，其沉积时期处于湖盆扩张阶段，主要为一套以三角洲相为主的陆源碎屑岩沉积。2.2储层特征2.2.1岩石学特征樊学长4+5储层岩石类型主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩。岩石颗粒分选中等，磨圆度以次棱角状为主。碎屑颗粒成分中，长石含量较高，一般在35%-45%之间，石英含量相对较低，约为25%-35%，岩屑含量在15%-25%左右。胶结物主要为泥质、碳酸盐和硅质，胶结类型以孔隙式和接触-孔隙式为主。2.2.2物性特征该油藏储层孔隙度较低，平均孔隙度约为11.5%，变化范围在8%-15%之间。渗透率极低，平均渗透率仅为0.6mD，渗透率分布范围较广，在0.1-2mD之间。储层物性整体较差，且非均质性较强，主要表现为层间非均质性和平面非均质性。层间渗透率变异系数较大，一般在0.6-0.8之间，平面渗透率变异系数也在0.5-0.7左右。2.2.3孔隙结构特征储层孔隙类型主要包括原生粒间孔、次生溶蚀孔和微裂缝。原生粒间孔由于压实和胶结作用，大多保存较差；次生溶蚀孔主要是长石等易溶矿物在酸性流体作用下溶解形成，对储层渗透率有一定改善作用；微裂缝在局部地区较为发育，其走向和密度对储层渗流特征影响较大。孔隙结构复杂，孔喉半径较小，吼道分选性差，孔喉连通性一般。2.3流体特征2.3.1原油性质樊学长4+5油藏原油具有低密度、低粘度的特点。地面原油密度一般在0.84-0.86g/cm³之间，50℃时地面原油粘度在3-5mPa・s之间。原油凝固点较高，一般在25-30℃，含蜡量相对较高，在15%-20%左右。2.3.2地层水性质地层水类型主要为CaCl₂型，总矿化度较高，一般在15000-20000mg/L之间。地层水的高矿化度对储层岩石和设备具有一定的腐蚀性，在油田开发过程中需要采取相应的防腐措施。三、开发技术政策优化研究方法3.1三维地质建模利用前期收集的地质、测井、地震等多源数据，采用Petrel等专业地质建模软件，建立樊学长4+5油藏的三维地质模型。首先，通过地层对比和构造解释，建立精确的地层格架模型。然后，根据储层物性参数的空间分布特征，运用序贯高斯模拟等算法，建立储层孔隙度、渗透率等属性模型。最后，结合岩石相分布规律，构建岩石相模型。通过建立三维地质模型，实现对油藏地质特征的三维可视化描述，为后续的油藏数值模拟和开发技术政策优化提供准确的地质模型基础。3.2油藏数值模拟以建立的三维地质模型为基础，导入Eclipse等油藏数值模拟软件中。根据油藏生产的动态和静态资料，如油水井生产数据、压力数据、流体性质数据等，对数值模型进行初始化和历史拟合。通过不断调整模型参数，使模拟结果与实际生产数据尽可能吻合，确保数值模型能够准确反映油藏的实际渗流特征和开发动态。在历史拟合的基础上，利用数值模型进行不同开发技术政策的模拟预测，如不同注水时机、注采比、地层压力保持水平等对油藏开发指标的影响，为开发技术政策的优化提供定量依据。3.3油藏动态分析收集和整理油藏开发过程中的生产数据，包括油井产量、含水率、井底流压，水井注入量、注水压力等。运用生产动态分析方法，如产量递减分析、水驱特征曲线分析、压力动态分析等，对油藏的开发动态进行系统分析。通过分析，了解油藏目前的开发阶段、存在的问题以及剩余油分布状况，为制定针对性的开发技术政策优化方案提供实际生产依据。四、开发技术政策优化结果4.1注水时机优化通过数值模拟研究不同注水时机对油藏开发效果的影响。结果表明，超前注水能够有效补充地层能量，提高油井产能和稳产时间。当超前注水3个月左右时，油藏压力能够得到及时补充，油井投产初期产量较高，且产量递减速率明显减缓。当地层压力保持水平达到原始地层压力的120％左右时，油井能够获得最佳的投产时机，此时油井产能和经济效益达到最佳平衡。4.2注采比优化研究不同注采比对油藏地层压力保持、水驱效率和油井产量的影响。模拟结果显示，当注采比在1.0-1.1之间时，油藏地层压力能够保持相对稳定，水驱效率较高，油井产量也能维持在较好水平。注采比过低，地层压力下降较快，油井产量递减明显；注采比过高，容易导致注入水突进，水淹现象加剧，油藏采收率降低。4.3地层压力与井底流压优化分析油藏地层压力和采油井井底流压对油藏开发的影响。确定油藏地层压力水平应保持在原始地层压力的120％左右，此时油藏流体渗流能力较好，油井能够保持较高的产能。采油井的合理井底流压应控制在6.5MPa左右，在此井底流压下，油井生产压差合理，既能保证油井有较高的产量，又能避免因生产压差过大导致油井过早见水和出砂等问题。合理生产压差应控制在10.1-11.1MPa之间。4.4注采井网优化在现有注采井网系统的基础上，通过数值模拟分析局部地区油井转注和补钻调整对注采井网完善程度和油藏开发效果的影响。结果表明，对油藏局部地区实施油井转注和补钻调整，能够有效提高油藏水驱储量控制程度，改善平面和层间水驱效果，提高油藏采收率。例如，在一些注采不完善的区域，通过转注部分油井和补钻新井，使水驱储量控制程度提高了10%-15%，油藏采收率相应提高了3%-5%。4.5开发工艺措施优化针对油藏中的低产低效井，采取堵水调剖、补孔及压裂等开发工艺措施进行综合治理。堵水调剖能够有效封堵高渗层，调整注入水的流动方向，提高低渗层的动用程度；补孔措施可以打开新的油层，增加油井的产油面积；压裂能够改善储层的渗流条件，提高油井产能。通过对这些工艺措施的优化组合应用，对低产低效井进行有效治理，使部分低产低效井产量得到明显提高，改善了油藏的整体开发效果。例如，在实施堵水调剖和压裂措施后，部分低产井产量提高了2-3倍，油藏含水率上升趋势得到有效遏制。五、结论与建议5.1结论注水开发是提高姬塬油田樊学长4+5油藏产能的有效方式，超前3个月左右注水，当地层压力保持在原始地层压力的120％左右时，油井投产时机最佳。注采比的合理优化值在1.0-1.1之间，能够有效维持油藏地层压力，提高水驱效率和油井产量。油藏地层压力应维持在原始地层压力的120％左右，采油井合理井底流压控制在6.5MPa左右，合理生产压差控制在10.1-11.1MPa，有利于保证油井产能和防止油井过早出现水患等问题。完善注采井网，对局部地区实施油井转注和补钻调整，可显著提高油藏水驱储量控制程度，改善油藏开发效果。对低产低效井采取堵水调剖、补孔及压裂等综合治理措施，能够有效提高单井产量，改善油藏整体开发效果，实现油田稳产。5.2