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    高45X1斷塊油藏潛力分析及技術(shù)對策

    2019-12-28 06:58:33寧小勇
    石油研究 2019年14期

    摘要:冀東南堡陸地油田高45X1斷塊屬于常規(guī)稀油油藏,目前油藏主力小層采出程度高、綜合含水高、剩余油挖潛難度大,本次研究旨在探索天然能量開發(fā)油藏進(jìn)入特高含水階段后剩余油挖潛方式。利用數(shù)值模擬法及常規(guī)動態(tài)分析法,形成剩余油分布主要在構(gòu)造高部位及井間的特點(diǎn);通過對采收率技術(shù)適應(yīng)性評價(jià),優(yōu)選適合該斷塊剩余油挖潛方式,最終形成油藏開發(fā)過程中生命周期內(nèi)低含水階段延緩含水上升、高含水階段CO2吞吐技術(shù)挖潛剩余油的技術(shù)對策,為同類油藏高效開發(fā)提供技術(shù)、管理支撐。

    關(guān)鍵詞:高45X1斷塊;剩余油分布;挖潛技術(shù)對策

    1.油藏概況

    高45X1斷塊位于廟高斷層的上升盤,開采層位Ng油組,主力含油小層5個(gè)(NgⅢ5、NgⅢ6、NgⅢ7、NgⅢ8、NgⅢ9),油藏埋深2000~2250m,儲層巖性為河流相砂巖,高孔隙度、高滲透率儲層,孔隙度23.2%,滲透率393×10-3mD,原油粘度9mPa·s(50℃),密度0.8728g/cm3(20℃),油藏類型為受構(gòu)造控制的邊底水層狀斷塊油藏,天然能量開發(fā),地層能量充足。

    斷塊油井12口,平均單井鉆遇17.9m/4.2個(gè)層。其中油層120m/31個(gè),油水同層57.8m/11個(gè),水淹層38m/8個(gè)。NgⅢ9小層油層發(fā)育較好,油井全部鉆遇油層;NgⅢ6、NgⅢ7小層部分井鉆遇油層。

    按高滲透砂巖油藏開發(fā)水平分類標(biāo)準(zhǔn),高45X1斷塊屬一類油藏。

    2.開發(fā)歷程

    高45X1斷塊開發(fā)經(jīng)歷了三個(gè)階段,即試采階段、滾動開發(fā)階段、全面開發(fā)階段。

    2.1試采階段

    G45X1井2006年1月15日開鉆、2月20日完鉆。鉆遇油層2.4m/1層,井段2274.2~2276.6m,孔隙度23.4%,滲透率159.86X10-3μm2,含油飽和度46.9%。該井2006年3月23日投產(chǎn),初期5mm油嘴自噴生產(chǎn),油壓1.7MPa,日產(chǎn)液53t,日產(chǎn)油51.6t,含水2.7%。2016年5月轉(zhuǎn)抽下Ф56生產(chǎn),階段產(chǎn)油1.88×104t、產(chǎn)水4.52×104t。

    此階段開發(fā)特點(diǎn):(1)鉆遇油層少、薄(2.4m/1層);(2)開采時(shí)采液強(qiáng)度22.1t/m*d(正常5-8t/m*d),含水上升快(6.7%/月);(3)進(jìn)高架罐生產(chǎn),單井拉油點(diǎn)。

    2.2滾動開發(fā)階段

    依據(jù)G45X1井鉆井及生產(chǎn)情況,2008年9月-2011年1月為滾動開發(fā)階段,分階段相繼部署完井11口(采用大井距逐步加密及滾動擴(kuò)邊方式),縱向上NgⅢ5-NgⅢ9發(fā)現(xiàn)油層,12口油井共鉆遇50個(gè)層,有效厚度215.8m。

    此階段開發(fā)特點(diǎn):(1)完鉆投入開發(fā)井11口,液量、油量均大幅增加,日產(chǎn)油量最高170t,區(qū)塊綜合含水穩(wěn)定在70%左右;(2)以500或433螺桿泵舉升工藝為主,平均單井液量26.7t/d,采液強(qiáng)度高>10t/m*d,油井生產(chǎn)不同層位時(shí)導(dǎo)致含水快速上升;(3)進(jìn)高架罐生產(chǎn),單井拉油點(diǎn),成本高。

    2.3全面開發(fā)階段

    此階段開發(fā)特點(diǎn):(1)2011年-至今為全面開發(fā)階段,含水持續(xù)上升,達(dá)到90%左右;部分油井補(bǔ)孔后控制采液強(qiáng)度,開發(fā)效果較好;(2)2012年3月外輸管線投用,日產(chǎn)液量500t左右,最高800t,以螺桿泵提液為主。

    3.油藏潛力分析

    3.1儲量動用狀況

    高45X1斷塊井網(wǎng)控制程度87%,井網(wǎng)未控制儲量13%,未控制儲量主要為NgⅢ9小層?xùn)|部區(qū)域。

    井網(wǎng)控制儲量包括曾經(jīng)動用、目前動用及未動用儲量。

    斷塊地質(zhì)儲量采出程度25%以上,其中NgⅢ9、NgⅢ6小層儲量動用程度較高,分別為40.69%、25.58%。

    3.2小層潛力分析

    利用常規(guī)動態(tài)分析及油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù),對各小層潛力進(jìn)行分析。以NgⅢ9-2小層為例,該小層油井位于斷層根部,采出程度40.69%;鉆遇井?dāng)?shù)12口,曾經(jīng)生產(chǎn)井6口,目前生產(chǎn)井5口,未動用井1口,具有動用程度高、采出程度高、綜合含水高“三高”特點(diǎn)。

    以東部井區(qū)為例,G45-12井2008年11月投產(chǎn),初期采液強(qiáng)度高,含水上升快,生產(chǎn)至2010年9月時(shí)含水已高達(dá)85%左右,此時(shí)G45-22井鉆井解釋水淹,補(bǔ)孔該小層,初期含水即80%,3個(gè)月后含水達(dá)到85%,基本一致;G45-20井2013年5月補(bǔ)孔,初期控制采液強(qiáng)度,低含水期生產(chǎn)天數(shù)241d,產(chǎn)油2200t,后含水快速上升。

    高部位油井動用后,低部位油井存在水淹風(fēng)險(xiǎn),生產(chǎn)時(shí)含水上升快或高含水。而剩余油分布研究是油田開發(fā)后期油藏管理的主要任務(wù)[2-4],在高含水油藏單靠一種技術(shù)難以認(rèn)清剩余油分布狀況,必須綜合運(yùn)用地質(zhì)綜合、測井、井間示蹤、數(shù)值模擬等技術(shù),才能準(zhǔn)確預(yù)測剩余油的分布[5]。通過本斷塊的研究,剩余油分布特點(diǎn):在斷層根部相對富集,含油飽和度45%~50%;井間周圍剩余油飽和度35%~45%;構(gòu)造腰部剩余油飽和度<35%(圖1)。

    下面針對未動用潛力和已動用潛力兩方面提出技術(shù)對策。(1)未動用儲量潛力分析:NgⅢ9-2小層僅G45-26井未動用,該井位于構(gòu)造高部位,剩余油飽和度45%~50%,盡管測井解釋水淹層,但分析有補(bǔ)孔潛力,建議射孔頂部1.4m,生產(chǎn)初期控制液量10t以內(nèi),可以減緩含水上升速度。(2)已動用儲量潛力分析:目前油井基本高含水,井筒附近剩余油飽和度35%~45%,剩余油主要集中在斷層根部及部分井井間。建議實(shí)施吞吐及協(xié)同吞吐進(jìn)行挖潛,下一步直接吞吐井4口(G45-12、G45-14、G45-15、G45-16)、回采+吞吐井6口(G45-10、G45-11、G45-13、G45-20、G45-22、G45-28)、堵水井1口(G45X1)。

    3.3斷塊潛力分析

    按照NgⅢ9-2小層分析方法,對該斷塊各小層、單井潛力進(jìn)行逐一分析。

    未動用儲量:分析潛力井11井次,其中油層待動用8井次,以A類潛力為主;水淹層動用潛力3井次,以B類潛力為主。這部分井儲量占未動用儲量的54.4%,全部動用后可以提高儲量動用15.3個(gè)百分點(diǎn)(見表1)。

    已動用儲量:制定以吞吐及回采+協(xié)同吞吐措施為主措施24井次,其中A類潛力3井次、B類潛力21井次(見表2)。

    4、開發(fā)技術(shù)對策

    為了進(jìn)一步提高采收率,生產(chǎn)過程中開展了一系列剩余油挖潛技術(shù)試驗(yàn):

    (1)控制采液強(qiáng)度,延長油井穩(wěn)產(chǎn)期。以G45-14井為例,該井2011年1月投產(chǎn)NgⅢ9的20#層,油層中部壓力系數(shù)0.94;初期抽噴,日產(chǎn)液21.7t,日產(chǎn)油21.1t,含水2.8%,采液強(qiáng)度9t/m*d,2012年7月檢泵后一直生產(chǎn)至今,已連續(xù)生產(chǎn)2100天以上,累計(jì)產(chǎn)油2.9×104t,產(chǎn)水2.8×104t,開采效果較好,是陸上作業(yè)區(qū)免修期最長的一口井。

    (2)高含水期實(shí)施提液措施,挖潛剩余油。近幾年,先后實(shí)施14井次換泵提液措施,總體開發(fā)效果較差,僅G45-16、G45-26等2口井效果較好。通過措施前后效果對比,液量增加630t,油量增加5.3t,含水上升2.2%,液面下降189m。通過分析認(rèn)為效果差的原因是高含水期實(shí)施提液措施后,加速水線推進(jìn),大孔道或高滲帶發(fā)育,導(dǎo)致含水居高不下。

    (3)積極試驗(yàn)CO2吞吐技術(shù),取得明顯效果。

    CO2吞吐技術(shù)是一項(xiàng)能有效提高采收率的增油措施,能在較短時(shí)間內(nèi)提高單井產(chǎn)量,具有投資少、見效快、資金回收快等特點(diǎn)【1】。以G45-10井為例,該井先后在2個(gè)層實(shí)施吞吐試驗(yàn),其中NgⅢ8小層開采效果好,高含水后實(shí)施吞吐;NgⅢ7小層受鄰井G45-20井影響,補(bǔ)孔后一直高含水(水淹),后實(shí)施吞吐,兩次吞吐分別增油260t、110t,表明井筒周圍有剩余油,吞吐技術(shù)適用于該斷塊;但是該平臺系統(tǒng)回壓低,易抽噴,液量變化較大,導(dǎo)致含水快速上升,吞吐有效期短。

    (4)開展邊底水油藏氮?dú)馀菽夹g(shù)控水試驗(yàn)。

    試驗(yàn)3口井,效果較差。效果較差的主要原因:①試驗(yàn)井位于構(gòu)造腰部或低部位、采出程度高、地層能量充足、沒有斷層加持,地層傾角小,不利于氮?dú)飧患?,達(dá)不到壓水錐的目的;②該斷塊采出程度高,采用氮?dú)馀菽M(jìn)行控水,反而將分散的剩余油驅(qū)至遠(yuǎn)端,吐出階段剩余油難以返回井筒,導(dǎo)致開井后含水升高,增油效果較差。

    在油藏全面開發(fā)階段,試驗(yàn)、摸索了高含水油藏提高采收率技術(shù),取得了以下兩方面認(rèn)識:①形成了高45X1斷塊開發(fā)前期射孔程度控制、生產(chǎn)初期采液量限制(定向井初期日產(chǎn)液量5~10t)、高含水后期剩余油挖潛技術(shù)對策;②優(yōu)選CO2吞吐技術(shù)為該斷塊特高含水階段剩余油挖潛方式,在實(shí)施后應(yīng)重點(diǎn)加強(qiáng)現(xiàn)場采油管理,確保實(shí)施效果。

    共落實(shí)補(bǔ)孔措施13口、回采措施7口,吞吐措施6口。

    5.開發(fā)調(diào)整方案

    針對高45X1斷塊目前開發(fā)中存在的問題,從儲量控制程度入手,分析影響開發(fā)效果的因素,梳理油藏平面、縱向剩余油分布及綜合調(diào)整潛力,部署各小層調(diào)整方案,優(yōu)選CO2吞吐技術(shù)做為現(xiàn)階段剩余油挖潛對策,系統(tǒng)安排舉升工藝、采油管理及地面集輸系統(tǒng)優(yōu)化工作,確保油藏調(diào)整方案實(shí)施、管理到位,力爭取得好的開發(fā)效果。

    (1)依據(jù)就近吞吐、層系歸位+協(xié)同吞吐、逐層上返原則,梳理平面、縱向潛力,2018年安排部署吞吐井7口,其中直接吞吐井6口,回采+吞吐井1口。

    (2)優(yōu)化舉升工藝:①管式泵更換為桿式泵;②螺桿泵更換為桿式泵;③大泵換小泵(已完成5口井吞吐前期檢泵工作)。

    (3)優(yōu)化采油管理方式:為防止抽噴,減緩對吞吐效果的影響,開展采液強(qiáng)度控制工作,優(yōu)化采油管理方式:①吞吐井放壓、掛抽后,開井前要求安裝定壓閥控套,套壓控制1~2MPa,確??靥灼椒€(wěn);②高45-1平臺抽油機(jī)為塔架機(jī),沖程由5m調(diào)整至3.5m,沖次為1次,控制液量生產(chǎn),同時(shí)減少安全隱患。

    4.優(yōu)化地面集輸方式:①將外輸管線停用,通過閑置設(shè)備再利用恢復(fù)大罐生產(chǎn),減少管線穿孔安全隱患,滿足油藏開發(fā)調(diào)整需求;②管理人員由7人降至3人,節(jié)省勞動力。

    6.結(jié)論及建議

    1.形成了天然能量開發(fā)油藏開發(fā)前期射孔程度控制、生產(chǎn)初期采液量限制(定向井初期日產(chǎn)液量5~10t)、高含水后期剩余油挖潛技術(shù)對策;

    2.天然能量油藏進(jìn)入特高含水階段,剩余油主要分布在斷層根部及井間;

    3.優(yōu)選CO2吞吐或協(xié)同吞吐技術(shù)作為特高含水階段剩余油挖潛的主要工藝技術(shù);

    4.配套形成了適合該斷塊的舉升(桿式泵)、采油管理(定壓閥及生產(chǎn)參數(shù)控制)、地面集輸(拉油)等優(yōu)化方式;

    5.停用轉(zhuǎn)油站、降低設(shè)備損耗、節(jié)省了動力費(fèi)、節(jié)約了人力,力爭效益開發(fā)。

    參考文獻(xiàn):

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    [2]冉啟佑.剩余油研究現(xiàn)狀與發(fā)展趨勢[J].油氣地質(zhì)與采收率,2003,10(5):49-51.

    [3]劉吉余,馬志欣,呂靖等.高含水期剩余油分布研究現(xiàn)狀[J].石油地質(zhì)與工程,2007,21(3):61-63.

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