特低渗透油藏开发效果分析及下步工作建议

来源 :中国石油和化工标准与质量 | 被引量 : 0次 | 上传用户:tdwh14226
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【摘要】本文结合区块合理井网密度及井距的差异性分析,通过对桩74块开发效果进行研究,总结出一些结论对桩74块低渗透油藏持续稳产具有一定指导意义。
  
【关键词】特低渗 注水开发 合理井网密度 井距
  
1 基本情况
  
桩74块构造位于沾化凹陷东北部斜坡带上的五号桩油田中偏南部,整体上北、东、南三面受断层切割遮挡,构造总趋势北高南低,东西方向平缓。含油面积13.1Km2,探明II类石油地质储量1690万吨,动用储量1119万吨,可采储量113万吨,油藏中深3550m,孔隙度3.6-22.6%,平均为15.1%,渗透率0.07-46×10-3μm2,平均为6.4×10-3μm2,为中低孔、特低渗油藏。北区为常温常压系统,南区具有异常高压,压力系数1.5。
  
2 开发历程
  
桩74块自1982年投入试采,初期由于原油高含蜡、高凝固点以及压裂等各种工艺技术不过关等特点,无法正常试采。1990年该单元采用油层改造技术、热采工艺、防蜡工艺进行治理。1993-1998年,结合对五号桩油田现代应力场、桩74块储层五敏性及整体压裂技术,分别于1994、1996、1997年在充分论证开发方案的基础上,全面开展了新区产能建设工作,分别在桩74南、桩74北、桩74中累计建成16万吨的年生产能力,即该块于1997年实现了全面动用开发。2002年至今,进入产量递减阶段,主要开展了浅层水回注、精细过滤、小井距加密调整等综合治理工作。
  
3 开发效果评价
  
桩74块自1983年投入开发,自2005年起产量下降较快,截止2012年,主要开发指标变化为注水状况变差,地层压力下降,液量油量下降。
  
3.1 地层能量状况分析
  
边底水不活跃,自试采至今未见到边底水,目前地层总压降达28.1MPa,弹性产率为1985t/MPa。早期地层能量充足,油井采取大段合采,单井液量保持在18吨左右,但含水上升幅度较大,单井液量初期下降快,后期基本保持平稳。
  
3.2 储量动用状况分析
  
桩74块地质储量1690万吨,目前油水井主要集中在中部条带。平面上存在因注采井网不完善造成的储量动用程度低的区域。桩74块北、中、南3个区域,桩74中块的储量动用程度最低。纵向上桩74块共有5个砂层组,其中5砂组全区分布,且储层物性相对较好,储量动用程度高,目前达到7%以上,1砂组分布面积小,储层物性较差,采出程度仅2.2%。
  
3.3 注水状况分析
  
随着水井开井数的增加,年注水量呈稳中有升,地层扩散能力状况变差(2002年前注污水,之后注精细软化水),吸水能力呈下降趋势,单井日注逐年下降。桩74块目前注水井26口,开井21口,平均泵压37MPa,平均油压36MPa,单元日注水平195m3,平均单井11m3/d,从21口单井注入情况看,能满足配注要求的仅7口井,欠注井达14口,均为储层低渗欠注严重。桩74块老区井距过大,油层渗透率低、注水困难,油井受效情况差。在剩余油分布规律研究的基础上,合理规划注采井距,桩74块运用小井距注水开发技术在桩74北以及桩74中、桩74南部分井区实施注采井网的优化调整,注采井距从350-400米缩小到150-250米,目前已经取得初步开发效果。
  
图2 技术井距确定图版
  
建立桩74-s1、桩74-10-2、桩59、桩60、桩59-x20、桩59-x30井组,实施差异化开发。注水效果分析上一是通过实施差异化开发以来,小井距注水开发见到了不同的效果,桩74块递减趋势有了明显的减缓,单井液量有了一定的减缓。注采井距较大井区(350—450m),注水不见效,单井日液量下降幅度较大。二是水井近井地带由于注入水难以扩散,形成局部的高压区,注水启动压力逐步升高,启动压力梯度高,小井距比大井距注水扩散效果要明显,油井在不同程度见到效果。
  
桩74块目前小井距注水开发,从目前分析看尽管效果差异性较大,但比较弹性驱及大井距驱开发效果要好。通过对比桩74块各个小井距开发的效果,得出以下结论:一是原始含油饱和度和注水时机是影响小井距开发效果的主要因素;二是油藏渗透率、原始压力系数、孔隙度等因素对小井距开发效果影响很小;三是辫状水道是有利沉积相带。因此,小井距开发应立足于桩74南区。其中桩59井组“同步早期注水+优化壓裂”,开发效果显著。该井组注采对应率100%。目前见效主要表现为在水质保障的情况下,水井超前注水、同步注水,对应油井配合压裂见显著效果。
  
建立合理的注采井距,实现注采平衡,是改善低渗油藏开发的关键,完善的注采井网是高效开发低渗油藏的核心。对低渗油藏而言,因储层物性差、天然能量弱,合理缩小注采井距,努力增加和恢复有效注水储量、提高水驱储量控制程度是一项长期工作。
  
4 存在问题及下步工作方向
  
一是储量动用程度低,动态注采井网不完善,水驱控制、水驱动用程度低。下步计划实施差异化开发、优化井网,继续开展多类型小井距注水开发。
  
二是注水井压力较高,吸水能力变差。通过实施周期注水,可以降低注水压力,关井半周期使得水井有一个泄压和压力扩散的过程,同时是区域上高低渗透层之间压力趋于平衡,从而可以降低注水压力,增加有效注水量,减缓水窜及突进现象。
  
三是重复压裂效果逐年下降,建议应用配套工艺措施提高油井产能。
  
四是油藏地质情况需要进一步落实,小井距注水开发需要进行系统评价。
  
参考文献
  
[1] 徐绍良,岳湘安,侯吉瑞,等.边界层流体对低渗透油藏渗流特性的影响[A].第九届全国渗流力学学术讨论会论文集(一)[C].2007年:95-96
  
[2] 陈普信,陈宗林,祁守文.深层低渗断块油田抽油技术的几个问题[J].断块油气田,1997(03):48-50
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