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耿83区长4+5、长6油藏水驱特征及稳产技术研究

2017-09-12张智勇刘学文马金力许黎明

石油化工应用 2017年8期
关键词:区长水驱含水

张智勇,刘学文,马金力,许黎明

(中国石油长庆油田分公司第九采油厂,宁夏银川 750006)

耿83区长4+5、长6油藏水驱特征及稳产技术研究

张智勇,刘学文,马金力,许黎明

(中国石油长庆油田分公司第九采油厂,宁夏银川 750006)

耿83长4+5、长6油藏属于超低渗透油藏,储层物性相对较差,平均渗透率低(仅为0.39 mD)。本文对长4+5、长6油藏的水驱开发特征进行了系统的分析和总结,同时在开发实践的基础上,对精细注采调控技术、水驱挖潜技术、井网优化技术进行了研究,在提高长4+5、长6油藏开发水平的同时,为油藏的长期持续稳产提供了技术支撑。

耿83区;水驱特征;稳产技术;超低渗透

姬塬油田耿83区构造位于陕北斜坡中段西部;主力含油层系长4+52、长61层,砂体走向近于北东~南西向,呈条带状展布。

受沉积微相和砂体厚度的控制,渗透率高值分布在分流河道交汇处,在油藏东部连片分布,油藏西部呈土豆状分布,渗透率低值分布在分流河道侧翼及分流间湾,在油藏西南部和边部分布[1]。

1 水驱开发特征分析

1.1 水驱剖面特征

剖面注水特征一:层内剖面上注水向高渗段突进,耿83区长4+5层平均渗透率突进系数为2.05,渗透率级差7.27,长6层平均渗透率突进系数为1.53,渗透率级差4.36,储层非均质性强,且长4+5层非均质性较长6层强(见表1)。

表1 耿83区层内非均质性统计表

剖面注水特征二:层间矛盾突出,吸水差异大。目前油藏水驱动用程度为82.6%/78.3%,整体水平较高,但合采区层内、层间矛盾突出,层间吸水量与配注量匹配程度低,油藏西部长4+5、长6层吸水比例54.2%/45.8%,东部长4+5、长6层吸水比例44.2%/55.8%;间隔60 d后检配合格率长4+5、长6层为38.1%/40.2%,间隔90 d后检配合格率长4+5、长6层仅6.3%/12.5%。

1.2 水驱平面特征

平面注水特征一:平面物性差异明显,耿83区油藏东部渗透率高值连片分布,西部渗透率高值呈土豆状分布,且储层在平面上连通性差,平面非均质性较强。

平面注水特征二:微裂缝发育,通过刘70-8井组导流能力玫瑰图可看出(见图1),近 NE108°、NE36°的微裂缝开启的渗流方向见剂时间最短、速度最快,且出现两个渗流峰值,但井组内仍有3口井未见剂,裂缝对水驱影响较大。

1.3 压力特征

压力特征一:整体压力保持水平较低,2016年地层压力为14.8 MPa,压力保持水平85.2%。

压力特征二:平面分布不均,表现为:(1)分流动单元地层压力差异大,油藏东部、南部压力保持水平均大于 90%,油藏西部、北部压力较低(10 MPa~13 MPa);(2)井网主侧向油井压力差异大,主侧向压差达4.4 MPa,且东部油藏由于物性较好,井网主侧向油井渗透率差异明显,主侧向压差较大,压差可达16.5 MPa,而西部油藏整体物性较差,井网主侧向油井压差最低仅1.2 MPa(见图2)。

压力特征三:主向井压力整体与注水压力呈正相关关系,侧向井持续下降,受效程度低(见图3)。

图1 刘70-8井组导流能力玫瑰图(箭头宽窄表征导流能力高低)

图2 耿83区长4+5、长6油藏主、侧向油井注采压差柱状图(2016年)

图3 耿83区长4+5、长6油藏历年油、水井压力图

1.4 含水特征

含水特征一:整体含水可控,综合含水与采出程度曲线偏向理论曲线右侧,油藏综合含水稳定(目前29.3%),整体控水稳油形势好转(见图4)。

含水特征二:局部裂缝性见水,油藏西部、南部水淹贯通,发育NE36°、NE108°裂缝,东部主要以点状见水为主,发育NE108°方向裂缝;受裂缝发育和注水单向突进等影响,水淹井148口,其中裂缝-孔隙型见水62口,平均见水周期为326 d,裂缝型见水40口,平均见水周期为231 d。

1.5 递减特征

递减特征一:初期递减大(平均月度递减2.8%),通过对比耿83区长4+5、长6油藏注采曲线,初期注水长时间不见效,有效驱替系统建立时间长,单井初期下降快(见图5)。

递减特征二:随着注水油藏的开发,从2013-2016年自然递减由14.0%下降到8.3%下降到7.5%上升到8.1%,2016年自然递减呈上升趋势,水驱效果变差。

1.6 结垢影响、水驱效果变差

通过对比2015-2016年耿83区地层参数测试数据,受地层水与注入水等不配伍影响,注水井、采油井两端均表现为外推压力上升,综合表皮系数变差,有效渗透率呈下降趋势,注水压力升高且渗流方向发生改变、油井不见效等近井堵塞渗流通道的特征,整体水驱效果变差(见图6)。

图4 耿83区综合含水和采出程度关系

图5 耿83区长4+5、长6油藏注采对应曲线图

图6 耿83区2015-2016年地层参数测试对比图(左图:采油井,右图:注水井)

1.7 井网适应性差

对比刘65-2微地震监测结果显示裂缝走向NE71°,接近井网主应力方向NE72°,井网方向合适。

根据水驱前沿监测统计结果显示,注水波及长度小于480 m的优势方向占总优势方向的96%(总优势方向29个),小于200 m的优势方向占17%,井排距为480 m×130 m菱形反九点注采井网井距偏大。

2 稳产技术政策研究

2.1 精细注采调整,提高水驱效率

2.1.1 油藏差异化管理 划分依据:以油藏单元为对象,根据不同的储层特征、渗流特征、水驱特征、开发矛盾,将油藏地质、油藏工程有机结合起来,深入研究、综合分析,寻找和制定差异化的开发对策,从而实现油藏的高效开发。

划分情况:由2014年的8个注水单元增加到目前的11个(见表2)。

表2 耿83区分油藏划分注水开发单元统计表

2.1.2 不稳定注水技术 机理研究:通过改变注水量对油层施加脉冲作用,充分利用注水井的反复渗吸作用,提高注入水在低渗透油层中的波及程度,减缓注水单向突进,改善剖面渗吸状况,提高水驱效率。

技术政策:开展不稳定注水24井次(注16 h/8 h、注 18 h/4 h)。

实施效果:水井:2口可对比井吸水厚度由6.0 m上升到6.7 m。油井:44口油井递减明显减缓,含水上升趋势得到遏制。

2.1.3 层系调整技术 机理研究:针对层间非均质性造成水驱状况差异较大,储层纵向剩余油富集,开展层系调整技术研究,提高水驱油效率。

技术政策:耿83西部合采单元试验6个井组单注长6层。

实施效果:井组含水由38.0%下降到30.2%,日产油由9.63 t上升到11.16 t,2口可对比井测试地层压力由9.4 MPa上升到14.5 MPa。

2.1.4 均衡平面采油技术 通过计算对比:(1)耿83区长4+5层流压在5.0 MPa~6.8 MPa,长6层流压应在5.5 MPa~6.4 MPa,比采油指数最大;(2)流压值在6 MPa~7 MPa区间油井递减最小。

综上所述:确定长4+5层合理流压为6.0 MPa~6.8 MPa,长6层合理流压为6.0 MPa~6.4 MPa(见图7)。

图7 耿83区长4+5长6油藏比采油指数与流动压力关系图

2.2 深化水驱挖潜,改善注入剖面

2.2.1 化堵调剖技术 机理研究:通过化学剂的物理、化学堵塞作用,限制或降低出水层段的产水能力,同时限制或降低高渗层段的吸水能力,改善注水井吸水剖面,进而改变水驱方向,提高水驱波及体积,提高水驱效率。

技术政策:堵剂体系:预聚体凝胶+水驱流向改变剂体系。堵水期间主向水淹井正常开井。

实施效果:对应油井14口,见效4口,累积增油76 t。

2.2.2 重孔酸化技术 机理研究:由于注水井近井地带结垢堵塞,导致吸水厚度减小、剖面吸水差异化,实施重孔+酸化工艺,重新射开堵塞层段,有效改善近井渗流,提高水驱效率。

技术政策:重孔+酸化4井次。

实施效果:措施后平均注水压力由21.1 MPa下降到19.7 MPa上升到21.9 MPa,平均措施有效期172 d,长期欠注、多次治理的井实施效果差,欠注时间短的井实施效果好。

2.3 优化井网调整,建立有效驱替

耿83长4+5、长6油藏原始地层压力:16.6 MPa/17.94 MPa,油层中深2 340 m,平均动液面1 733 m,注水压力18.4 MPa,注水井井底压力35.9 MPa,采油井井底压力14.8 MPa,平均渗透率0.39 mD。

低渗透油藏的启动压力梯度与地层平均渗透率的关系满足函数:

均质无限大地层中有不等产量的A、B两口井,两井主流线上任意一点M处的驱动压力梯度表达式为:

当启动压力梯度等于驱动压力时,极限注采井距:

计算结果:耿83长4+5、长6油藏合理井距为429 m,排距132 m。

3 结论及认识

(1)耿83区水驱开发特征表现为:剖面、平面水驱不均,层内、层间吸水差异大,局部注水沿高渗带突进,部分井网主向井水驱波及不到,整体水驱效果较差。

(2)耿83区长4+5、长6油藏裂缝发育方向以NE42°、NE108°为主,油藏西部、南部水淹贯通,东部点状见水,裂缝-孔隙型平均见水周期为326 d,裂缝型平均见水周期为231 d。

(3)不稳定注水能够有效改善耿83油藏南部裂缝发育区剖面吸水状况,提高水驱动用程度,在一定程度上缓解油井控水稳油的矛盾。

(4)单注主力层能有效消除层间吸水差异,精细控制单层注水量,提高主力层水驱效率。

(5)根据油井合理流压研究,耿83区长4+5层合理流压范围在6.0 MPa~6.8 MPa,长6层合理流压范围在 6.0 MPa~6.4 MPa。

(6)化堵调剖能有效调整水驱优势方向,降低注采连通油井含水,促进侧向油井见效。

(7)耿83长4+5、长6油藏合理井距为429 m,排距为132 m,井距偏大是造成目前井网主向压力低、见效比例低,递减大的主要原因。

[1]毛建文,王文刚,等.耿271长8油藏水驱开发特征分析及稳产技术研究[J].石油化工应用,2012,31(6):20-23.

吐哈油田精控三大非常规油气藏

钻头犹如长了眼睛的穿山甲,在1 102米水平段、2米厚的油层中潜行,顺利找到油气。目前,这种精控井眼轨迹技术已成为吐哈油田常用的提速技术。

吐哈油田有致密油、火山岩、超深稠油三大非常规油气藏,属世界级开发难题。今年年初以来,吐哈油田在三塘湖盆地深层哈尔加乌火山岩、芦草沟组致密油、吐哈盆地鲁克沁深层稠油等重点勘探领域进行深探井钻井提速攻关,试验5井次。其中,条33井试验新型PDC钻头,同井段钻速比邻井提高138.5%;连西2井应用防卡设计PDC钻头和强抑制钻井液体系,钻速比邻井提高172.5%。

吐哈油田在玉北6块开展钻井提速示范井工程,优化井身结构和井眼轨迹,主攻7口井。其中,5口定向井与2016年相比钻速提高1/5,两口水平井与2016年相比钻速提高一倍。同时,在弱凝胶钻井液体系的基础上,技术人员应用自主研发并生产的新型润滑剂,有效提高了钻井液的润滑性能,确保定向和水平段的安全快速钻进。湖平17-20井应用自主研发并生产的WR-1新型钻井液润滑剂,钻井周期缩短1/3。

(摘自中国石油新闻中心2017-08-11)

TE357.46

A

1673-5285(2017)08-0030-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.08.007

2017-06-27

张智勇,男(1991-),2014年毕业于西南石油大学,工学学士,现就职于长庆油田第九采油厂罗庞塬采油作业区生产技术室。

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