高含水油田開發(fā)后期挖潛增儲措施研究

1、    高含水油田開發(fā)后期挖潛增儲措施研究    李園園摘 要：目前中國東部斷陷盆地普遍已經(jīng)進(jìn)入了開發(fā)后期，綜合含水率達(dá)80%以上，措施挖潛的難度越來越大，本文通過深化認(rèn)識永安鎮(zhèn)油田永3斷塊油藏基本特征以及剩余油分布情況，對其進(jìn)行動態(tài)分析。通過對低效井實施堵炮眼補(bǔ)孔改層，轉(zhuǎn)注水井，實施水井注聚調(diào)驅(qū)試驗等措施，進(jìn)一步完善斷塊的注采井網(wǎng)，協(xié)調(diào)注采關(guān)系，改善開發(fā)狀況，提高儲量動用程度。針對目前開發(fā)中仍然存在的問題，制定了相應(yīng)的調(diào)整原則并制定相應(yīng)的調(diào)整意見及下步措施，以期對斷塊今后的穩(wěn)定發(fā)展起到一定的指導(dǎo)作用。關(guān)鍵詞：高含水油田 注采井網(wǎng) 剩余油：te357 ：

2、a ：1672-3791（2014）02（c）-0105-02提高高含水油田剩余油采收率是一項世界性難題，處于開發(fā)后期的高含水油田具有綜合含水率高、產(chǎn)量下降快的特點，永安鎮(zhèn)油田作為一個開發(fā)了40年的油田，目前處于開發(fā)的中后期，開發(fā)的對象已經(jīng)由早期的砂層組到如今的單砂層，雖然采油速度較高，但是仍有大量的剩余油不能采出，如何實施開發(fā)方案，調(diào)整注采井網(wǎng)以提高采收率是目前在油田開發(fā)中遇到的關(guān)鍵問題。1 油田地質(zhì)概況永3斷塊區(qū)位于永安鎮(zhèn)油田南部，該斷塊總體上受北界南傾近東西向永3二級大斷層控制，呈斷鼻構(gòu)造（圖1），斷塊內(nèi)部又發(fā)育2條近東西走向的斷層，將斷塊切割為四個臺階。地層基本南傾，傾角在10

3、6;12°。是一個被斷層復(fù)雜化的斷塊油藏。含油面積4.08 km2，地質(zhì)儲量1556.5×104t。主要含油層位是沙二下2-11砂層組，儲層平均孔隙度27%，空氣滲透率1079毫達(dá)西，地面原油密度0.87 g/cm3，地面原油粘度34 mpa·s，原始地層壓力20.5 mpa，飽和壓力9.3 mpa，原始地層壓力系數(shù)1.0，是一個中高滲透、稀油低飽和復(fù)雜斷塊油藏。研究區(qū)儲層主要發(fā)育在沙河街組二段，沉積相類型是三角洲沉積相，物源主要來自東部的青坨子凸起和北部的陳家莊凸起。沙二1-4砂層組發(fā)育有三角洲平原，5-8砂層組發(fā)育水下分流河道、分流間灣、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、席狀砂

4、等沉積微相。9-11砂層組發(fā)育前三角洲亞相，以前三角洲泥微相為主、遠(yuǎn)砂壩、席狀砂等微相少量發(fā)育。不同砂層組、不同小層儲層物性差異大，主力砂層組內(nèi)的各小層間的非均質(zhì)強(qiáng)，3砂層組的滲透率最大，高達(dá)1992×10-3m2；而11砂組的滲透率最小，為161×10-3m2，這主要是受到各砂組的沉積微相的影響，平面上沉積微相的變化控制了砂體物性的變化：3砂組是三角洲平原沉積，砂體大量發(fā)育，沉積砂體粒度較粗，滲透率較大，而11砂層組為前三角洲沉積，粒度較細(xì)，滲透率較小，物性差。2 永3斷塊開發(fā)形勢及存在的問題永3斷塊經(jīng)歷了4個階段的開發(fā)歷程。1965年12月依靠天然能量投入開發(fā)，投油井1

5、6口，投產(chǎn)初期均有自噴能力，儲層產(chǎn)能好、天然能量足；1978年5月永3-12井轉(zhuǎn)注，進(jìn)入初期注水開發(fā)階段，采取低部位注水、高部位采油的措施，但因一套層系開發(fā)，層間干擾嚴(yán)重，單層注入水突進(jìn)導(dǎo)致含水上升率高達(dá)2.3%；1988年，將永3斷塊分沙二下2-4砂組以天然能量開發(fā)，井距400 m、沙二下5-11砂組以腰部注水的注采井網(wǎng)，井距260400 m兩套層系建立注采井網(wǎng)1，部分小斷塊鉆新井補(bǔ)充完善注采井網(wǎng)。但調(diào)整后開發(fā)中仍然存在兩個主要問題：一方面5-11層系內(nèi)層間干擾嚴(yán)重，油藏類型多樣，作為一套層系影響開發(fā)效果；另一方面油水井井況日益惡化，造成注采井網(wǎng)極不完善，地層壓力逐年下降；進(jìn)入2004年，針

6、對層系劃分粗、井網(wǎng)不完善等問題，將兩套層系細(xì)分為沙二下2-4、5-6、7-9、10-11四套層系。對前兩套層系進(jìn)行局部調(diào)整完善，主要針對沙二下7-9、10-11層系通過鉆新井進(jìn)行整體調(diào)整，完善注采井網(wǎng)，對跨層系合采合注井利用卡封、打塞、堵炮眼等方式進(jìn)行層系歸位。細(xì)分調(diào)整初期，井網(wǎng)較為完善，含水下降，油量增加，但因開始動用中低滲透層，儲層能量下降迅速。截至2012年5月，永3斷塊投產(chǎn)油井109口，開油井86口，區(qū)塊日液水平4151 t/d，日油水平248 t/d，綜合含水93.7%。縱向上看，沙二5-6層系采出程度、含水最高，能量最好，目前儲量失控嚴(yán)重，7-9、10-11層系中低滲層采出程度較低

7、，能量差，水驅(qū)動用程度較低；平面上看，一臺階含水上升快，二臺階因高滲厚層儲量失控，中低滲層合采動用較差，采出程度最低，三臺階采出程度最高。3 注采井網(wǎng)調(diào)整方案針對永3斷塊平面、縱向上滲透率差異大，儲層物性差異大，斷裂系統(tǒng)復(fù)雜，層間干擾嚴(yán)重等導(dǎo)致的含水量增加塊、產(chǎn)量遞減大問題23。通過調(diào)查油藏注采狀況、綜合分析油水井況，調(diào)查剩余油分布以及關(guān)、停井潛力等一系列基礎(chǔ)工作，對砂二1-11各小層注入產(chǎn)出情況進(jìn)行量化，統(tǒng)計所有井含水情況以及平面、小層間水淹程度，在空間上量化剩余油分布。剩余油主要分布在永3斷塊局部構(gòu)造高部位無井控制區(qū)、類厚層沙二5-1、5-2、6-1的高部位、類厚層高部位及腰部井間滯留區(qū)、

8、中低滲透薄層儲量動用差井區(qū)。分砂層組看剩余可采儲量最高的主要是沙二5，為143.9萬噸，而沙二7、8、9、10層相對剩余潛力也較大（表1）。縱向上：厚層剩余油主要富集于5-1、6-1-1、6-2、7-1小層及5-2厚層頂部，薄層在沙二2-4-2、2-6-1、7-2、7-3、8-3等小層潛力較大。針對斷塊目前層間物性差異大、能量下降快、井網(wǎng)欠完善的問題，對斷塊進(jìn)行以下調(diào)整：（1）完善注采井網(wǎng)，對部分高含水井和低能井如8×82、8×86井實施轉(zhuǎn)注措施，對永8斜82塊形成4采2注的注采井網(wǎng)，補(bǔ)充地層能量，挖潛平面剩余油潛力，累計增油5914.8 t。（2）對出砂、結(jié)蠟井如8p9井

9、在開采過程中加清防蠟劑、熱洗等日常管理措施。（3）對有潛力的油井實施補(bǔ)孔、卡封等措施，增加泵效。充分挖掘剩余油潛力，以達(dá)到增油目的，提高采收率；對水井補(bǔ)孔分注，以協(xié)調(diào)注采關(guān)系，改善水驅(qū)效果。（4）積極實施配產(chǎn)配注工作，優(yōu)化油井產(chǎn)液量和水井注水量，調(diào)整地下注采流場，進(jìn)一步擴(kuò)大水驅(qū)波及體積、減緩井組遞減。2011年12月到2012年5月期間永3斷塊水井共調(diào)配24井次，日增油7.7 t，累計增油974.9 t。4 結(jié)論及認(rèn)識對高含水期復(fù)雜斷塊油田，層間、層內(nèi)矛盾突出，要提高和改善水驅(qū)效果，增加采收率，必須深入研究層間剩余油狀況，充分利用動靜態(tài)資料，認(rèn)清剩余油潛力層段，并以此為依據(jù)指導(dǎo)斷塊注采調(diào)整。在剩余油分布規(guī)律研究的基礎(chǔ)上，強(qiáng)化井層精細(xì)分析，挖潛剩余油潛力，提高采收率。參考文獻(xiàn)1 陳月明，呂愛民，范海軍，等.特高含水期油藏工程研究j.油氣采收率技術(shù)，1997.4（4）：39-48.2 李中洲，李存貴，王自立，等.中高含水期油藏開發(fā)技術(shù)改造的實踐與認(rèn)識j.斷塊油氣田，2003，10（4）：46-47.3 岡秦麟.高含水期油田改善水驅(qū)效果新技術(shù)m.