喇嘛甸油田 “二三结合”试验开发评价

2014-02-10赵云飞

长江大学学报(自科版) 2014年16期

关键词：结构单元射孔水驱

赵云飞

（中科院广州地球化学研究所，广东广州510000中石油大庆油田有限责任公司第六采油厂，黑龙江大庆163114）

王朋

（中石油大庆油田有限责任公司第六采油厂，黑龙江大庆163114）

邓彩凤

（中石油大港油田分公司对外合作项目部，天津300280）

近几年研究结果表明，在特高含水开发期，厚油层内由于非均质比较严重，现井网对层内结构单元控制程度低，造成近1／3的厚度未水洗或弱水洗，存在一定剩余油［1－7］。针对喇嘛甸油田特高含水开发阶段，水驱地质储量不断减少、产量递减加快的局面，为探索水驱井网加密规模化挖潜剩余油的可行性，开展了 “二三结合”水驱规模化挖潜现场试验。“二三结合”就是在二类油层三次采油前，先期利用二类油层三次采油加密井网，应用层内结构单元研究成果，按三次采油层系，对厚油层内注采不完善结构单元、单砂层采取选择性射孔进行水驱挖潜，建立新的驱动体系，然后在适当时机转入三次采油，达到改善水驱阶段开发效果、提高水驱采收率的目的。

1 试验区概况

区块位于喇嘛甸油田北块14＃断层南部，面积5.0k m2，目的层SⅢ4－10油层（SⅢ为萨尔图油层Ⅲ油组），埋藏深度为990～1180 m，可分为5个沉积单元，7个结构单元。试验区平均单井发育砂岩厚度8.9 m，有效厚度6.7 m，平均有效渗透率为594μm2。SⅢ4－7为大面积分布的中、低渗透层，有效渗透率为300～500μm2，地质储量233.6×104t；SⅢ8－10为窄长条状零星分布的低渗透油层，有效渗透率一般小于300μm2，地质储量77.8×104t。试验区采用150 m五点法面积井网，新钻注采井204口，其中采油井115口，注入井89口。

从剩余油分布上看，宏观上，SⅢ4－10油层各结构单元均得到有效动用，加密前综合含水95.0%，含油饱和度41.0%，采出程度为34.5%。纵向上，剩余油主要分布在上部的SⅢ4＋5a、SⅢ4＋5b结构单元，结构单元上部是层内剩余油富集的主要部位。新钻井SⅢ4－10油层测井解释资料显示，SⅢ4－10油层低、未水淹厚度比例合计为37.1%，中、高水淹厚度比例合计为62.9%。

按照试验的思路，确定试验开采对象为SⅢ4－10层段内原井网条件下注采不完善的结构单元，同时为保证单井产能和完善注采关系，部分井射开中、高水淹层。预计射孔有效厚度3.0 m，试验区新井投产初期单井日产油3.0t／d，综合含水90%。

2 “二三结合”开发模式设计

结合对二类油层目前动用状况、剩余油分布规律、各类砂体发育特点、井网特点的充分认识，按照完善结构单元注采，减缓水驱递减；提高油层驱油效率，采用三采接替，努力增加油田可采储量”的指导思想，采取 “深化砂体认识、细化层系组合、优化井网井距、谋划接替潜力”的做法，深化了对主体发育二类油层区块层系井网优化设计研究。

2.1 层系组合方式研究

根据二类油层以河流相沉积为主，具有纵向发育厚度大，延伸井段长的特点，开发过程中存在非均质严重、一类连通比例低等问题。在充分考虑油层性质、有效厚度界限、储量规模、渗透率级差、隔层发育、老井网对应调整工作量、工艺条件等基础上，将二类油层纵向优化细化6套开发层系，每套层系有效厚度由14 m优化为7 m左右，层间渗透率级差控制在2.5μm2以内，地质储量在600×104t以上。考虑到产量接替，确定首先开发SⅢ4－10层段。

2.2 井网井距优化设计

目前开发井网存在的主要问题是油层内结构单元注采完善程度低，注水波及体积小、井网控制程度低。结合二类油层发育状况，兼顾一套井网多次分层段开发，对二类油层聚驱井网井距进一步优化。150 m注采井距下河道砂钻遇程度较高，可达到60.0%以上，聚合物驱控制程度能够达到84.9%，比300 m井距提高了12.7% （见图1）。为此，采用了150 m五点法面积井网。

图1 试验区萨Ⅲ4－10油层聚驱控制程度与井距关系图

3 试验区SⅢ4－10油层建筑结构解剖

试验区新井完钻后，利用密井网条件下的测井曲线，按照旋回对比、分级控制、不同相带区别对待的总体原则，通过对试验区内萨Ⅲ4－10油层整体解剖系统追踪对比，将SⅢ4－10层系划分为5个沉积单元，7个结构单元，发育砂岩厚度8.9 m，有效厚度6.7 m。各结构单元油层发育状况表明，SⅢ4－10油层以厚油层为主，且以上部的SⅢ4＋5a、SⅢ4＋5b、SⅢ6＋7a、SⅢ6＋7b结构单元为主。从不同级别厚度发育状况来看，有效厚度≥2.0 m的厚度平均为4.0 m，≥1.0 m的厚度平均为6.1 m，分别占有效厚度的59.7%和91.0%。其中，有效厚度≥2.0 m的厚度在SⅢ4＋5a、SⅢ4＋5b、SⅢ6＋7a、SⅢ6＋7b单元的厚度比例分别达到了12.5%、20.0%、32.5%和20.0%，SⅢ4－7层段合计厚度比例为85.0%。

4 试验区厚油层控水挖潜射孔技术

试验区新钻井共204口，其中采油井115口，注入井89口。按照试验开发思路，对厚油层内注采不完善结构单元、单砂层采取选择性射孔进行水驱挖潜。根据结构界面发育状况，采取不同方式，建立新的驱动体系：对发育稳定界面的井，采用普通射孔方式，油水井对应射孔，加强注水；对发育不稳定界面的井，采用水力割缝射孔方式；对结构界面不发育或只有渗透率分级界面的井，预留一定避射厚度，控制注水强度；对新井网控制不住结构单元，利用老井网完善注采关系；物性较差、渗透率较低油层，采用压裂方式投产。将采油井射孔层划分为4种类型，分别为厚油层内部选射、厚油层全部射开（河道砂边部或透镜状砂体）、薄差层和补充射开PⅠ1－2（PⅠ为葡萄花油层Ⅰ油组）油层。

5 效果评价

5.1 试验区新井投产效果

试验区采油井投产初期平均单井日产油4.0t，综合含水84.5%，好于日产油3.0t，含水90.0%的方案预测指标。投产初期81口注水井，平均注水压力6.4 MPa，日实注水2176 m3，平均单井日注水27 m3，注水强度为8.36 m3／（m·d）。

123口采油井，初期平均单井日产液25.7t 日产油4.0t 含水84.5% 液面576 m 流压4.08 MPa，其中，61口井达到或高于方案设计产能，占总井数的49.6%，平均单井日产液28.3t，日产油6.5t，含水77.0%。62口井单井产油低于设计产能，占总井数的50.4%，平均单井日产液23.1t，日产油1.5t，含水93.5%；其中，20口井日产油小于1.0t，占总井数的16.3%，平均单井日产液17.8t，日产油0.5t，含水97.1%。

从含水指标上看，123口井中有74口井初期含水不超过90% （达到或好于方案设计），占总井数的60.2%，平均单井日产液19.3t，日产油5.4t，含水72.0%。49口井初期含水＞90%，占总井数的39.8%，平均单井日产液35.2t，日产油1.8t，含水94.9%；其中，25口井含水＞95.0%，占总井数的20.3%，平均单井日产液35.1t，日产油1.1t，含水96.8%。

试验区开发过程中，根据注采井开发现状和暴露出来的不同矛盾，在油水井上进行综合调整，保持了较高开发水平。在注入井上，投注初期，能够进行分层的注水井全部进行分层注水，平均每个小层的吸水厚度为1.9 m，有效提高了厚油层顶部以及发育较差部为的注水效率；同时针对随着开发时间延长、层内纵向窜流造成的10个井组含水偏高状况，采取周期注水措施，有效提高了低渗透条带的波及程度，达到了控水增油的目的；另外，及时进行注水方案的跟踪调整和措施改造力度，以减缓层间干扰，控制高含水部位吸水量、加强低含水部位吸水量，共实施减水19个层段、加水64个层段、酸化压裂改造10口，建立了结构单元间的注采关系，达到了提高注水效率、均衡区块压力系统、改善了试验区开发效果的目的。在采油井上，以完善结构单元间注采关系为目标，优化射孔、积极探索提高采油井开发效果的有效手段，采取压裂发育较差层段29口、补充射开动用状况相对较差层段24口，实施层内长胶筒封堵特高含水部分和堵补结合、压堵结合13口，有效提高了低含水层段动用状况、抑制了特高含水层段的产出比例，较好保证了66口措施效果，实现累积增油4.3×104t。“二三结合”试验区已累积增油22.33×104t，提高采收率5.5%。

5.2 “二三结合”试验开发效果

试验区投产以来先后经历了稳产阶段、措施挖潜阶段、措施巩固及调整阶段，在生产过程中，针对不同阶段的注采开发特点，强化油水井管理、及时有效跟踪调整，保证了试验区整体开发效果，达到了预期目的。

1）“二三结合”水驱挖潜试验的生产水平好于全部射孔区块，实现了一定产能，表明利用该试验挖潜剩余油是可行的。分析采用相同布井方式、SⅢ4－10油层全部射孔的区块水驱生产状况，投产初期平均单井日产液量56t，日产油2.8t，含水95.0%；与试验区相比，平均单井日产液高30t，日产油低1.2t，含水高了10.5%。其中，含水不超过90%的井数比例低了43.0%，含水超过95%的井数比例高了37.5%。

同期注聚区块是在原水驱部位利用聚合物的高粘度将油驱替出来，该试验是通过水驱把厚油层顶部未动用或动用差部位的油驱替出来，而在合适的时机转为三次采油后又能继续利用聚合物驱替水驱未采出来的油，提高了可采储量。可见，“二三结合”试验是可行的。

2）厚油层选射能够建立结构单元间驱动体系。利用厚油层内不同界面的渗流遮挡作用，选择性射开结构单元动用较差部位，能够形成有效驱动。示踪剂监测结果表明，150 m注采井距条件下，平均推进速度3.0 m／d，结构单元间注采关系能够建立起，形成有效驱动。

3）“二三结合 “开发试验能有效减少厚油层内低效循环吸水量和产水量，油层动用状况得到有效改善、动用程度得到提高。试验区与相同布井方式、SⅢ4－10油层全部射孔的北北块一区相比，平均每天减少可无效循环产水量4292.7 m3。按照动态开发数据计算，截至2009年9月，试验区累积减少无效循环产水量174.8×104m3。

试验区加密前后吸水剖面资料表明，层内折算有效厚度吸水比例由加密前的64.28%上升到加密后的93.44%，吸水比例增加了29.16%。在原井网中，动用程度较低的厚油层上部和薄差层的吸水状况也得到极大改善。主要是因为注水井对应采油井射孔，射孔部位多为厚油层上部，从源头上有效控制了厚油层内无效循环。已累积减少无效部位吸水量201.9×104m3。

4）新老井网相互完善、补充目的层段注采关系，减缓水驱产量递减，有效提高了试验区的整体开发效果。新钻注水井改变了原井网老注水井的注采方向，对其形成了新的驱替方向，形成新流场，有利于老油井挖潜原井网中动用差部位的剩余油，改善了试验区原井网未封堵老采油井的开发效果，并与新钻井互相弥补，有效完善了砂体注采关系，提高了试验区整体开发效果。试验区采油速度比试验前提高0.9个百分点，综合含水比试验前低了3.5%，未封堵老油井产量递减幅度减缓3.9%，含水上升速度减慢0.14%。

5）“二三结合”开发模式能够有效挖潜剩余油，采收率提高4%～5%以上。喇嘛甸油田 “二三结合”试验区数值模拟研究成果表明，“二三结合”试验方式提高采收率5.1%。其中，井网加密部分提高2.82%，选择性射开部分提高2.28%。与不进行 “二三结合”试验、直接聚驱开发相比，多提高采收率2.0%。应用丙型特征曲线预算，与加密前相比，加密后多动用可采储量17.98×104t，最终提高采收率4.4%，取得较好的增储效果。