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      白豹油田長(zhǎng)6油藏開發(fā)規(guī)律研究及穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對(duì)策

      2014-12-11 07:30:28馬登良趙志明惠學(xué)智
      化工管理 2014年12期
      關(guān)鍵詞:水驅(qū)含水水井

      馬登良 趙志明 惠學(xué)智

      (1中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司長(zhǎng)慶油田公司工程造價(jià)管理部 陜西 西安710018)

      (2中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司長(zhǎng)慶油田公司第七采油廠 陜西 延安717606)

      前言

      白豹油田長(zhǎng)6油藏,油層厚度大,地質(zhì)儲(chǔ)量豐富,但是裂縫較發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng),自開發(fā)以來,含水上升快、地層能量保持水平低、地層堵塞等問題逐漸凸顯,至投產(chǎn)以來,由于油藏裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng),注水矛盾突出,導(dǎo)致水驅(qū)效率低,剖面動(dòng)用程度差異較大,08年以來逐步開展水驅(qū)專項(xiàng)治理,其開發(fā)效果得到明顯改善,遞減控制水平、水驅(qū)動(dòng)用程度不斷升高。隨著時(shí)間的延長(zhǎng)及一系列專項(xiàng)穩(wěn)產(chǎn)治理,區(qū)塊的基本開發(fā)特征已初顯規(guī)律,通過對(duì)開發(fā)規(guī)律的研究,提出注水調(diào)整、剖面治理、措施引效等低產(chǎn)井治理方法,提高單井產(chǎn)量,減緩區(qū)塊遞減。

      一、地質(zhì)概況

      白豹地區(qū)長(zhǎng)6油藏是三角洲前緣滑塌形成的深湖—半深湖濁流沉積,砂體連續(xù)性差,區(qū)塊不連片,單個(gè)油藏富集規(guī)模較小。受多期沉積及成巖作用的影響,儲(chǔ)層飛均質(zhì)性較強(qiáng),裂縫較為發(fā)育,儲(chǔ)層以微-粉細(xì)長(zhǎng)石砂巖為主,粒間孔發(fā)育,存在微細(xì)喉道。油層橫向展布受沉積相——成巖相帶所控制,呈層狀大面積分布,與砂體展布形態(tài)一致,為巖性油藏。油藏油層埋深2300 m,平均孔隙度11.4%,滲透率0.5mD,屬于典型超低滲油藏。

      表1-1白216區(qū)塊原油分析數(shù)據(jù)表

      該油藏至投產(chǎn)以來,由于油藏裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng),注水矛盾突出,導(dǎo)致水驅(qū)效率低,剖面動(dòng)用程度差異較大,08年以來逐步開展水驅(qū)專項(xiàng)治理,其開發(fā)效果得到明顯改善,遞減控制水平、水驅(qū)動(dòng)用程度不斷升高,具有較好的超低滲油田開發(fā)示范作用。

      白豹長(zhǎng)6油藏主要主要分布在白209、白216區(qū)塊,控制含油面積40 k m2地質(zhì)儲(chǔ)量1810×104t,2005-2011年累計(jì)建產(chǎn)能30.3×104t,至投產(chǎn)以來,累計(jì)產(chǎn)能108.8×104t。白豹油田長(zhǎng)6油藏2013年12月油井開井?dāng)?shù)248口,日產(chǎn)液水平518方,日產(chǎn)油水平308噸,綜合含水29.6%;采出程度5.44%,采油速度為0.56%;水井開井?dāng)?shù)103口,日注水平1744方,單井日注水平16.9方。

      二、開發(fā)規(guī)律研究

      1.產(chǎn)量遞減規(guī)律

      初期遞減大,投產(chǎn)一年后產(chǎn)量趨于平穩(wěn),地層啟動(dòng)壓力梯度大以及導(dǎo)致流體流動(dòng)能力差,造成油水井之間壓力驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢。如白216區(qū)塊投產(chǎn)初期井在前四個(gè)月遞減均在40%以上。

      圖2-1白216區(qū)塊2007年分月投產(chǎn)井遞減曲線

      2.見效規(guī)律

      據(jù)生產(chǎn)資料統(tǒng)計(jì),經(jīng)過7年的注水開發(fā),白豹油田長(zhǎng)6油藏絕大部分油井都已見效,見效程度在80%以上。油井見效周期因區(qū)域地層物性不同而相差各異,其中油藏北部油層厚度大、滲透率較高、物性較好,見效期相對(duì)較短,北部見效周期為9-12個(gè)月,油藏中部物性次之,見效期也隨之增長(zhǎng),中部見效期為12-15個(gè)月,油藏南部物性較差,油層厚度也相對(duì)較小,且致密層、隔夾層發(fā)育較多,油井見效慢,南部見效周期在15個(gè)月以上,部分油井至今無仍無明顯見效特征。油井見效主要分為三類:見效見水型、產(chǎn)量上升型、產(chǎn)量穩(wěn)定型。油井見效后日產(chǎn)液明顯增加,日產(chǎn)油略有增加,含水上升。

      表2-1長(zhǎng)6油藏見效特征統(tǒng)計(jì)表

      3.見水規(guī)律

      從目前全區(qū)見水井的分析結(jié)果看,該區(qū)見水主要分三個(gè)類型:裂縫性見水,此類見水井主要分布在區(qū)塊北部裂縫發(fā)育區(qū)域,如白209北部;空隙—裂縫型見水,此類見水井主要分布在區(qū)塊中部高滲帶,如白216

      表2-2長(zhǎng)6油藏見水特征統(tǒng)計(jì)表

      中部;空隙型見水,多分布于區(qū)塊南部.從見水時(shí)間上看主向井見水周期長(zhǎng),白209見水主向井周期為22個(gè)月,平均見水速度為0.8 m/d,白216主向井見水周期為18個(gè)月,平均見水速度為1.0 m/d;側(cè)向井見水周期較快,白209側(cè)向井見水周期為16個(gè)月,平均見水速度為0.7 m/d,白216側(cè)向井見水周期為12個(gè)月,平均見水速度為0.9 m/d。

      4.壓力變化規(guī)律

      由于啟動(dòng)壓力梯度較大、地層脫氣、油層連續(xù)性差等諸多因素,導(dǎo)致水井壓力傳導(dǎo)速度慢,注采壓差逐漸增大,表現(xiàn)在注水井地層壓力不斷上升,對(duì)應(yīng)油井地層壓力下降快、恢復(fù)緩慢。目前兩個(gè)區(qū)塊地層壓力保持水平較低,均保持在75%左右。

      圖2-2長(zhǎng)6油藏歷年壓力變化曲線

      壓力驅(qū)替系統(tǒng)尚未建立之前,油井壓力恢復(fù)速度與累計(jì)注水量之間的關(guān)系不很明確,高累計(jì)注采比,對(duì)應(yīng)低地層壓力。

      圖2-3 長(zhǎng)6油藏地層壓力與含水關(guān)系散點(diǎn)圖

      三、存在主要開發(fā)問題

      1.裂縫發(fā)育,控水難度大

      由于地層物性原因,白豹油田長(zhǎng)6油藏裂縫發(fā)育,通過后期人工大規(guī)模改造后形成了復(fù)雜的人工和天然的裂縫系統(tǒng),對(duì)油田開發(fā)影響很大,以白209區(qū)為例,近年來經(jīng)試井解釋、示蹤劑測(cè)試、吸水剖面測(cè)試、吸水指示曲線、剩余油飽和度、水驅(qū)前緣等多種手段研究發(fā)現(xiàn),在該區(qū)存在裂縫58條,目前損失產(chǎn)能約80 t/d。

      2.平面層間矛盾突出,水驅(qū)狀況日益復(fù)雜

      以白209區(qū)塊為例,2010年前,油井見效主要以增油的產(chǎn)量增長(zhǎng)型為主,見水井少,3年共計(jì)11口;2011年之后,見效井見水井比例增加,措施井出水量增加,每年見水井10口以上。在控制含水上升下調(diào)配注的同時(shí),影響到周圍其他油井能量供給,液量下降。導(dǎo)致控水穩(wěn)油難度加大。2013年為控制含水,12個(gè)井組注水量下降,5個(gè)井組能量受到影響,遞減大于20%。對(duì)20個(gè)井組開展注水試驗(yàn),結(jié)果表明:高含水井組:注水強(qiáng)度≥2.2 m3/d.m,微裂縫開啟,含水上升快。注水強(qiáng)度≤1.5m3/d.m,地層能量受到影響。低含水井組:注水強(qiáng)度≤1.8 m3/d.m,地層能量受到影響。

      吸水不均,導(dǎo)致注入水單向、單層突進(jìn),部分區(qū)域含水上升較快,而其他區(qū)域油井見效程度低,2013年共完成吸水剖面測(cè)試30層段,其中吸水較均勻19層段,不均勻6層段,不吸水5層段。

      四、2014年穩(wěn)產(chǎn)對(duì)策

      1.精細(xì)注水調(diào)控,控制含水上升

      根據(jù)壓力分布現(xiàn)狀及含水分布情況進(jìn)行局部調(diào)整,全區(qū)注水強(qiáng)度保持在0.8-1.0 m3/m.d,針對(duì)東部油井見效程度高、含水高的“雙高”開發(fā)形勢(shì),下步實(shí)施整體溫和注水政策,注水強(qiáng)度控制在0.7-0.8 m3/m.d;針對(duì)中部能量保持水平高、油井含水高、產(chǎn)液量低的開發(fā)形勢(shì),下步實(shí)施整體溫和注水政策,注水強(qiáng)度保持在0.7-0.8 m3/m.d;針對(duì)西部能量保持水平低、生產(chǎn)平穩(wěn)、含水低的開發(fā)形勢(shì),下步實(shí)施加強(qiáng)注水政策,注水強(qiáng)度保持在0.8-1.0 m3/m.d。

      2.細(xì)化剖面治理,改善水驅(qū)狀況

      針對(duì)裂縫發(fā)育、油井見水方向明確的井組繼續(xù)完善“區(qū)域堵水”政策,通過堵塞出水裂縫及高滲層段,改變水驅(qū)方向,提高水驅(qū)動(dòng)用程度,計(jì)劃實(shí)施7口。

      重點(diǎn)治理因井口壓力高注不進(jìn)、裂縫滲流導(dǎo)致油井高含水的注水井,計(jì)劃增注3口,補(bǔ)孔分注4口。

      3.開展低產(chǎn)井挖潛,提高單井

      以降低油藏綜合遞減為目的,開展低產(chǎn)井分類治理,以酸化解堵、重復(fù)壓裂、體積壓裂為主要方式,預(yù)計(jì)實(shí)施增產(chǎn)措施15口。

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