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      姬塬油田D228長8油藏開發(fā)特征及穩(wěn)產(chǎn)對策

      2021-07-12 09:01:58紀(jì)聳峰中國石油長慶油田分公司第三采油廠寧夏銀川750000
      化工管理 2021年17期
      關(guān)鍵詞:井網(wǎng)質(zhì)性水驅(qū)

      紀(jì)聳峰(中國石油長慶油田分公司第三采油廠,寧夏 銀川 750000)

      1 油藏概況

      1.1 地質(zhì)概況

      D228長8油藏屬于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元陜北斜坡,2011年以菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)注水開發(fā),屬于低孔、特低滲巖性油藏[1]。開發(fā)層系長821層,井排距為450×150 m,有效厚度15.5 m,含油面積26.64 km2,地質(zhì)儲(chǔ)量1289.8×104t,技術(shù)可采193.5×104t。

      1.2 沉積特征

      D228長8油藏為三角洲前緣沉積體系,以水下分流河道微相為主;測井曲線多為箱型,順物源方向,砂體連續(xù)性較好。

      1.3 儲(chǔ)層特征

      儲(chǔ)層物性較差,平面上分布不均,平均孔隙度12.4%,滲透率1.5 mD,有效厚度15.5 m,原始水飽52.4%。儲(chǔ)層平均滲透率級差21.4,突進(jìn)系數(shù)2.7,變異系數(shù)1.9,儲(chǔ)層的層內(nèi)以及平面非均質(zhì)性強(qiáng);夾層主要發(fā)育在油藏中部。

      1.4 裂縫分布

      資料顯示,姬塬油田長8油藏裂縫較發(fā)育,裂縫方向一般為北向東50~65°。對D228試井資料分析,50%以上油井和75%注水井監(jiān)測到裂縫,裂縫半長分別為100 m和193 m,從動(dòng)態(tài)反映分析主向裂縫特征明顯。

      1.5 開發(fā)歷程

      D228長8油藏于2010年勘探開發(fā),2011—2013年規(guī)模建產(chǎn),目前含水74.0%,地質(zhì)采出程度3.3%,可采采出程度21.8%,油藏處于高含水開發(fā)前期階段。

      2 開發(fā)特征

      2.1 開發(fā)現(xiàn)狀

      截至2019年12月,油井開井103口,日產(chǎn)液330 t,日產(chǎn)油82 t,綜合含水75.2%,地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度3.34%,采油速度0.23%,注水井開井36口,日注水量888 m3,月注采比2.37,累積注采比1.46。歷年對比,兩項(xiàng)遞減及含水上升率均較大,目前自然遞減15.9%,含水上升率2.4。

      2.2 壓力變化特征

      2014年以來整體壓力保持水平由76.5%降至63.9%,平面上中部較高,低壓區(qū)范圍逐漸擴(kuò)大;注采比增大、流壓下降,驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢。主側(cè)向?qū)Ρ?,壓力“剪刀差”逐漸增大,主向井裂縫型見水后壓力上升快;以池218-241井組為例,主側(cè)向壓力差在3.9~5.3 MPa,生產(chǎn)動(dòng)態(tài)與壓力呈明顯正相關(guān)性。

      (1)高壓欠注矛盾加劇是導(dǎo)致低壓區(qū)擴(kuò)大的主要原因之一。近年來,油藏欠注井增多、欠注量增大,平面欠注范圍擴(kuò)大,高壓欠注矛盾加劇,動(dòng)態(tài)反映出油井液量下降較多。

      (2)局部注采連通性差導(dǎo)致油井受效程度低。注采連通性差表現(xiàn)為:一是注水井上段(長821-1、長821-2)未動(dòng)用;二是雖然動(dòng)用但上段不吸水,動(dòng)態(tài)上對應(yīng)油井產(chǎn)量低,壓力保持水平低。注采連通性差井組如圖1所示。

      圖1 注采連通性差井組剖面圖

      (3)儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)是壓力平面分布不均的主要原因。平面上壓力分布與物性特征相關(guān)性明顯,由油藏中部向邊部逐漸變差;物性差區(qū)域表現(xiàn)為高注采比、低壓力保持水平特征。

      2.3 見效特征

      油藏見效井82口,見效比例71.3%,平均見效周期16個(gè)月。

      (1)增產(chǎn)型:25口,占比21.7%,平均單井產(chǎn)量增幅59.7%;

      (2)穩(wěn)定型:27口,占比23.5%;

      (3)含水上升型:30口,占比26.1%,平均含水上升幅度39.1%。

      一、二類見效井主要分布在油藏中部,相對集中;三類見效井主要分布在井網(wǎng)主向以及北部砂體變薄區(qū)域。油藏中部見效周期相對穩(wěn)定在10~20個(gè)月,井網(wǎng)側(cè)向見效周期較長;油藏邊部周期短。

      2.4 見水特征

      目前見水井88口,見水比例76.5%,平均見水周期25個(gè)月。

      (1)快速上升型31口,占比27.0%,平均含水上升幅度40.3%,目前已轉(zhuǎn)注5口;

      (2)緩慢型41口,占比35.7%,平均含水上升幅度19.9%;(3)高含水型16口,占比13.9%。

      油藏中部以緩慢見水為主,見水周期在24~36個(gè)月,局部周期在40個(gè)月以上;井網(wǎng)主向井多呈裂縫快速見水,見水周期12個(gè)月;投產(chǎn)高含水型主要位于油藏邊部,原始水飽高。

      主控因素如下所述:

      (1)裂縫發(fā)育、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)是含水快速上升的主要原因。巖心資料、試井解釋等分析,油藏裂縫較發(fā)育,動(dòng)態(tài)反映上裂縫方向以沿主應(yīng)力方向?yàn)橹?,?dǎo)致油藏中部主向井見水快。

      油藏北部平面非均質(zhì)性強(qiáng),物性好區(qū)域注水易單向突進(jìn),油井初期見水快,物性差的區(qū)域見水慢,甚至未見水。

      (2)局部采液強(qiáng)度偏大也是初期含水上升快的主要原因。結(jié)合工程論證和開發(fā)實(shí)踐的方法,確定合理采液強(qiáng)度0.35~0.39。初期受局部采液強(qiáng)度大影響,含水上升速度快。

      (3)剖面水驅(qū)狀況變差是后期含水仍逐漸上升的原因。隨著開發(fā)時(shí)間延長,水驅(qū)狀況變差,受物性、夾層、重力作用影響,吸水段下移特征明顯,對應(yīng)油井含水逐漸上升。

      2.5 產(chǎn)能變化特征

      與同類油藏對比,D228初期單井產(chǎn)能低、遞減大、遞減期長;對比物性差距較大,統(tǒng)計(jì)D228初期產(chǎn)能與儲(chǔ)層物性呈正相關(guān)性。

      2.6 水驅(qū)特征及剩余油分布

      2014年以來,水驅(qū)控制程度穩(wěn)定91%以上,水驅(qū)動(dòng)用程度82.0%降至75.0%,整體呈下降趨勢;存水率趨于穩(wěn)定,但水驅(qū)指數(shù)明顯上升,驅(qū)油效率降低。甲型水驅(qū)特征曲線雖然趨勢略變平緩,但整體水驅(qū)狀況較差,預(yù)測最終采收率僅11%,低于標(biāo)定采收率(15%)。含水與采出程度關(guān)系整體向左偏移,與同類油藏對比,初期含水上升快,后期趨勢相似。平面上剩余油在油藏中部相對集中連片,受控于儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng),主向裂縫水淹后,側(cè)向水驅(qū)程度弱或未水驅(qū),累計(jì)采出程度低。剖面上受控于物性及吸水段下移,且從剩余油測試成果分析主要在油層頂部。

      3 穩(wěn)產(chǎn)對策

      針對油藏存在的主要問題,重點(diǎn)從精細(xì)單砂體刻畫、注采調(diào)整、剩余油挖潛、長停井治理等四方面開展工作,夯實(shí)油藏穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ),改善開發(fā)效果。

      3.1 精細(xì)單砂體刻畫,完善注采對應(yīng)

      對主力層長821層進(jìn)行單砂體刻畫,分為4個(gè)單砂層,對單砂體注采對應(yīng)重新認(rèn)識。對于夾層發(fā)育、單砂體注采對應(yīng)性差井,建議實(shí)施層內(nèi)補(bǔ)孔,完善注采對應(yīng)關(guān)系,優(yōu)先對水井實(shí)施擴(kuò)大注水波及體積;對油井開展補(bǔ)孔試驗(yàn),提高單井產(chǎn)能。

      3.2 精細(xì)注采調(diào)整,改善水驅(qū)開發(fā)效果

      3.2.1 開展周期注水試驗(yàn)

      針對低產(chǎn)區(qū)油井長期注水不受效的問題,借鑒同類油藏實(shí)施效果,下一步在北部選10井組實(shí)施周期注水,擴(kuò)大水驅(qū)波及體積。注水方式:脈沖式注入,半周期3 d,調(diào)整幅度5 m3。

      3.2.2 開展層內(nèi)分注,提高水驅(qū)動(dòng)用程度

      歷年來對于吸水剖面變差井,以暫堵調(diào)剖措施為主,但效果逐漸變差,尤其對于非均質(zhì)性強(qiáng)的井,無明顯效果。針對油藏近年來剖面吸水變差的形勢,改變治理思路,對于受沉積韻律、物性影響較大井,建議開展層內(nèi)分注;對于新增吸水變差井,優(yōu)先開展暫堵調(diào)剖,計(jì)劃實(shí)施8口。

      3.2.3 擴(kuò)大PEG調(diào)剖規(guī)模

      2020年以來逐步實(shí)施7口,注入端水驅(qū)狀況得到改善,采出端見效比例23%,單井日增油0.24 t,月度遞減1.9%降至0.5% ,降遞減效果逐步顯現(xiàn)。 對比PEG效果,未實(shí)施的井組遞減持續(xù)較大,含水緩慢上升,下一步將擴(kuò)大實(shí)施規(guī)模,改善水驅(qū)效果,計(jì)劃實(shí)施7口。

      3.2.4 欠注井治理

      歷年高壓欠注井主要是注采出水井,注水壓力上升速度達(dá)到了1.1 MPa/a,目前注水強(qiáng)度1.26 m3/(m·d),低于合理理論注水強(qiáng)度,主要因注采出水井欠注影響。下一步治理方式:一是對8口高壓欠注井優(yōu)化措施方式,延長有效期;二是建議對油藏中部注采出水井整體改注清水,從源頭解決欠注。

      3.3 開展局部井網(wǎng)調(diào)整試驗(yàn)

      針對油藏中部裂縫型見水區(qū)域采出程度低、剩余油動(dòng)用難度大的問題,為提升低速低效區(qū)域開發(fā)水平,提高采油速度和采收率,開展井網(wǎng)調(diào)整試驗(yàn),側(cè)向部署加密井。

      3.4 強(qiáng)化長停井治理

      通過長停井潛力分析,建議對有潛力層,結(jié)合剩余油分布實(shí)施側(cè)鉆更新、隔采復(fù)產(chǎn);對原層無潛力,結(jié)合區(qū)域長7、延9層等試采情況,查層補(bǔ)孔尋找接替產(chǎn)能;對無潛力層,但井網(wǎng)、層系可以利用的井,實(shí)施轉(zhuǎn)注。注水井長停井具備措施復(fù)注潛力3口。

      4 結(jié)語

      (1) D228油藏非均質(zhì)性強(qiáng)、裂縫發(fā)育,主側(cè)向的地層壓力、產(chǎn)量和含水變化差異明顯,整體開發(fā)效果差。

      (2) 油藏核心矛盾是驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢,能量保持水平低,需在單砂體刻畫基礎(chǔ)上進(jìn)一步完善注采對應(yīng),精細(xì)注采調(diào)整。

      (3) 吸水段下移是剖面水驅(qū)變差的主要特征,需細(xì)分注水、加大PEG調(diào)剖等新工藝的評價(jià)試驗(yàn),提高注水波及體積。

      (4)目前井網(wǎng)條件下,油藏低采出、低采油速度,局部剩余油集中連片,具備井網(wǎng)調(diào)整潛力。

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