錦１６（東）塊特高含水期注水調整技術研究

摘要:文章論述了斷塊注水油藏特高含水期注水利用率低、低速開采等主要矛盾,深化剩余油規(guī)律研究,實施以改變地下滲流方向為中心的注采結構綜合調整,達到改善油藏注水開發(fā)效果的目的。以錦16(東)塊興隆臺油層為例,在精細油水運動規(guī)律及剩余油分布研究的基礎上,有針對性地開展了注采結構綜合調整,區(qū)塊采油速度從0.17%提高到0.3%,取得了較好效果,總結該塊的成功做法,對類似油藏開發(fā)中后期改善注水效果具有借鑒意義。

關鍵詞:斷塊油藏;特高含水期;注采結構綜合調整;錦16(東)塊;精細油水運動

中圖分類號:TE323

文獻標識碼:A

文章編號:1009-2374(2009)18-0046-03

錦16塊(東)興隆臺油層是歡喜嶺采油廠稀油主力開發(fā)區(qū)塊,是遼河油田高效開發(fā)的典型區(qū)塊之一。該塊動用含油面積2.08km2,石油地質儲量1462×104t,1979年1月投入注水開發(fā),以2%以上的采油速度穩(wěn)產了13年,實現(xiàn)了高速、高效開發(fā)。然而,進入開發(fā)后期以來,注水利用率低,油水關系日趨復雜,常規(guī)調整效果差等開發(fā)矛盾,使油藏一直處于低速開發(fā),最低采油速度只有0.17%。針對開發(fā)矛盾,通過精細油藏描述,研究油藏潛力,實施注采結構綜合調整,區(qū)塊日產油由69噸上升到最高132噸,取得了顯著效果。

一、油藏基本特征及開發(fā)現(xiàn)狀

錦16(東)塊位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡喜嶺油田南端,儲層為新生界下第三系沙河街組沙一下至沙二地層(即興隆臺油層),位于西八千三角洲前緣河口砂壩壩核部位,動用含油面積2.08km2,石油地質儲量1462×104t。

錦16(東) 塊興隆臺油層為一套三角洲前緣河口砂壩沉積,巖性以厚層粉至粗砂巖和細礫砂巖為主,劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三個油層組,17個砂巖組,33個小層,主力油層為Ⅱ、Ⅲ油層組,具有統(tǒng)一的油水界面。油層單層最大厚度20.8m,一般為5m左右,平均油層有效厚度36.2m,平均孔隙度29.1%,空氣滲透率2.201?滋m2,有效滲透率0.75?滋m2,為高孔高滲儲層。巖石固結程度差,泥質膠結為主,泥質含量12.4%。原油具有高密度(0.9317g/cm3)、高粘度(50℃時72.8MPa.s)的特點,屬層狀邊水油藏類型。

該塊于1979年全面投入注水開發(fā),經(jīng)歷多次開發(fā)調整和綜合治理,目前已進入特高含水開發(fā)階段。實施調整前共有油井42口,單井日產油1.6t/d,綜合含水為高達97.6%,采油速度0.17%,可采儲量采出程度為87.2%。

二、開發(fā)中存在的主要問題

(一)注水利用率低,水驅效果明顯變差

錦16(東)塊已注水開發(fā)近30年,注水井與油井之間已形成固定滲流通道,注入水在油水井之間形成無效循環(huán),造成注水利用率低,從F~R曲線及水驅特征曲線明顯看出,水驅效果變差。目前油藏注入倍數(shù)1.58,注入水波及體積系數(shù)達87.8%,驅油效率50.2%,宏觀可動剩余油分布相當零散,常規(guī)水驅油進一步擴大波及體積、提高驅油效率的難度越來越大。

(二)采油速度低,達不到標定采收率

錦16(東)塊采出程度45.91%,已采出可采儲量的87.2%,綜合含水高達97.6%,按照綜合含水98%的標準,區(qū)塊已經(jīng)瀕臨廢棄,采油速度低,僅為0.17%。按目前的開發(fā)形勢,通過F-R曲線、水驅特征曲線、含水與采出程度關系曲線以及日產油與累產油關系曲線四種方法預測[4],區(qū)塊的最終采收率在50%左右,達不到標定采收率52.7%。

三、注采結構綜合調整研究

(一)油藏潛力研究

剩余可采儲量:錦16(東)塊地質儲量1462×104t,標定收率52.7%,可采儲量770.5×104t,目前采出程度45.8%,剩余可采儲量100.8×104t,仍有較大的潛力。

剩余油分布狀況研究:研究表明,斷塊注水油藏剩余油按控制因素和成因類型分為三大類:靜態(tài)型剩余油、動態(tài)型剩余油和復合型剩余油。在特高含水開發(fā)階段,以動態(tài)型和復合型為主。錦16(東)塊主要有以下三種剩余油分布形態(tài):

一是構造高部位再富集型剩余油。這種類型是指在油層構造高部位有油井生產,由于強水淹而封堵停采該層,該區(qū)域就成為一個低勢閉合區(qū),周圍連續(xù)或零散的剩余油在浮力、低部位注水或邊水水勢的作用下,在一定的時間后,剩余油在構造高部位重新聚集而成為潛力區(qū)。例如:錦2-4-005井是位于構造高點,1997年9月封堵興Ⅲ油層,封前單采興Ⅲ,日產油8.2t,含水82%;由于低部位注水,剩余油在4-005井區(qū)重新富集為潛力區(qū)。 2002年7月回采該層,日產油40t,含水20%。

二是側向遮擋與水勢復合控制型剩余油。這種類型是側向動態(tài)水勢作用與側向遮擋條件(斷層或巖性)共同作用,在油井和斷層之間形成剩余油富集區(qū)。例如:歡2-20-206井于2005年4月水淹關井,關前日產液7m3,綜合含水99%。受歡2-20-06C、21-2106、20-207井持續(xù)注水和北斷層遮擋的共同作用,剩余油在歡2-20-206井與斷層邊聚集形成剩余油富集區(qū)。2005年6月歡2-20-206井向斷層邊側鉆,20-206C井投產初期日產油8.2t,含水20.4%。

三是井間低勢閉合區(qū)剩余油。這種類型指在2口及多口穩(wěn)定注水的水井之間,或穩(wěn)定生產的采油井之間,形成一個低勢閉合區(qū)(即所謂的壓力平衡區(qū)),剩余油在浮力、流體勢的作用下,在一定的時間后,在此區(qū)域重新聚集而成為潛力區(qū)。例如:錦2-5更-6興Ⅱ5小層1998年10月高含水(日產液90m3,含水98%),錦2-5-236井轉注4個月后,該井見效,日產油最高上升到30t以上,含水35.8%。

剩余油研究結果表明,平面上剩余油主要富集在微構造高點附近,如錦2-4-005井區(qū)、5-316井區(qū)以及合采區(qū)北斷層附近的歡2-22-5井區(qū)和歡2-20-206井區(qū)。就層系而言,上層系普遍水淹嚴重,剩余油僅在微構造高點零星分布;下層系較上層系水淹程度較弱,剩余油富集范圍相對較大,飽和度相對較高;合采區(qū)低部位水淹嚴重,剩余油主要分布于北斷層構造高部位。

(二)滯留區(qū)剩余油開采機理研究

1.優(yōu)勢運移機理。石油二次運移中存在優(yōu)勢運移,即在運移前緣處不斷出現(xiàn)細小的指進分支,當一個小分支變粗發(fā)展為一個小路徑,其它分支則停止不動。而且運移路徑一旦形成且條件保持不變,其形態(tài)和空間展布變化微小,一直到運動結束。這個機理告訴我們,當一定的注水速率確定后,注水線總是沿著壓力變化最快的方向運行,而且一旦某個分支到達油井,則“壓差”形成,這時只要條件保持不變,只有大于這個既定壓差的分支可以繼續(xù)運移,其它分支驅油將中斷。當把油井關掉,那么隨著運移壓力的變化,將從新啟動中斷的分支運移。即將沿著原水驅曲線向周圍輻射,擴大驅替體積,把水線滯留的剩余油驅替到其他水線上。

2.柱狀注水機理。當油水井間存在大孔道后,注入水很快從相應的采油井采出,起不到注水采油的目的。當大孔道形成后,如果對應油井封高竄水層或者關井,那么油水井之間就形成一條大孔道構成水柱。如果繼續(xù)在注水井注水,就形成以這條水柱為“線”的現(xiàn)狀注水通道,它把“滯留區(qū)”油驅替周圍的注水井洗油區(qū)域,大大擴大了以單井“點”狀注水形成的驅油波及體積。

(三)總體調整思路

針對各層系剩余油分布特點,通過實施輪換注水、脈沖注水、強采強注等手段,改變平面、縱向的壓力分布,形成區(qū)域性壓力擾動,以此來改變地下液流方向,達到擴大注水波及體積,提高水驅油效率的目的。

(四)調整可行性分析

1.改變液流方向是改善高含水注水驅油效果很有效的一種方法,實驗室物理模型研究已表明,它主要是通過分析原有方法導致的殘余油的分布、存在形態(tài),通過改變工作制度、改變井網(wǎng)或井別,來引起油、水滲流方向的改變,在油層中形成新的壓力分布,達到擴大面積波及系數(shù),改善水驅效果的目的。

2.錦16(東)塊為一個高流度比的油藏,隨著開發(fā)時間延長,含水上升,采液指數(shù)上升。根據(jù)最佳合理排液量的研究,錦16塊平均單井排液量與總壓降呈直線關系:

ql=130.1-23.2△P總,(R=0.978)

該式表明錦16塊單井排液量隨總壓降減少而增大,但最大為130m3/d。目前平均單井排液量在70t左右,因此,具有較大的提液空間。

3.油藏具有較高的壓力水平,具備提液的條件。油藏一直保持較高的壓力水平,平均地層壓力在12.5MPa以上(原始地層壓力13.98MPa),具備提液的基本條件。

(五)綜合調整方案

1.調整原則。以層系為單元,針對剩余油分布特點,圍繞潛力區(qū)進行調整。

2.調整方法。下層系:通過油、水井的間采間注,實施輪換注水,調整平面水驅方向,動用井間滯留區(qū)剩余油。實施油井轉注4口,生產井間開5口,注水井輪換注水18井次;上層系:通過注水井增大注水量、油井下大泵、換螺桿泵放大生產壓差增排,達到既緩解層間矛盾,又加快地下滲流速度,提高水洗油效率,實現(xiàn)提液增油的目的。增大配注量9井次,日增注水量1160m3。放大生產壓差、換泵增排17口,日增液622t;合采區(qū):采用強弱脈沖方式注水,動用北斷層附近剩余油。主要是在東部擴邊區(qū)進行調整,當注水井加強注水時,關掉一線高含水井,當二線受效井效果變差時,注水井限制注水,同時一線高含水井實行間開生產,在油水井之間形成“區(qū)域脈沖擾動”,擴大水驅油面積,改善開發(fā)效果。注水井調整4井次,油井間開5井次。

四、實施效果

通過以上工作,全塊日注水量從3231m3上升到3863m3,日產液從2853t上升到3485t,日產油從69t上升到最高132t,采油速度從0.17%提高到0.3%,綜合含水從97.6%下降到96.7%;自然遞減率從2005年的26.95%下降到2007年的-34.08%,階段累計增油1.99×104t。預計最終提高油藏采收率1～2個百分點。

五、結論

注采結構綜合調整,以剩余油研究為基礎,針對不同的剩余油存在形式,綜合實施輪換注水、脈沖注水和強注強采等措施,改變地下滲流方向,達到擴大注水波及體積、提高注水利用率的目的。該方法明顯改善了錦16(東)塊的注水開發(fā)效果,它是斷塊油藏高含水開發(fā)后期改善注水開發(fā)效果的有效方法之一,其特點是投入相對很小,經(jīng)濟效益可觀,因此,具有較廣泛的應用前景。

參考文獻

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作者簡介:符永江(1974-),男,中油遼河油田公司工程師,南京大學地球科學與工程學院在職研究生,研究方向:油田開發(fā)。