论文部分内容阅读
摘要：研究胜坨油区低渗油藏主要以浊积砂岩油藏为主，标定采收率18.3%。研究油区低渗透油藏目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值性严重，部分单元井网井距不适应；注采两难与水淹水窜并存，平面层间动用不均衡；能量保持水平低，单井产注能力低，油藏潜力发挥不充分等问题。近年来，低渗油藏以提高注采井网的适应性及有效性为目标，通过区块的持续加密调整，对其他区块立足“数砂体完善”，在不打井的情况下，通过井网适配，协调注采关系，进一步夯实稳产基础，取得了较好效果。
关键词：低渗透油藏；三角洲前缘滑塌浊积；优化调整；滩坝砂沉积；井网适配
本文研究油区低渗透油藏以三角洲前缘滑塌浊积和半深湖-深湖相的滩坝砂沉积两种类型为主。独特的地质特点造成了目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值严重，部分单元井网井距不适应；注采井距不适配，驱替不均衡；单井产注能力低等问题。井网适配差异调整技术就是针对低渗油藏的上述问题，通过优化调整，提高注采井网的有效性；转变思路，变单一措施为开发技术；精细注水，实现油藏有效均衡驱替，进一步夯实低渗油藏稳产基础，取得了较好效果。
1 前言
研究区域低渗油藏动用含油面积123.4平方公里，动用地质储量1.08亿万吨，主要包含沙三段、沙四段两套含油层系，其中沙三段油藏主要分布在中央隆起带西段、牛庄洼陷地区，埋藏深度在2950-3500米，主要分布主要为多层透镜体、及单一岩性储层；沙四段油藏主要分布在南坡地区断裂带、牛庄洼陷东缘地区，埋藏深度从1340-3100米，主要为构造复杂的多薄层、及部分构造简单的单一岩性储层。低渗油藏地质储量比重占研究区已动用储量的31.3%，产量比重占研究区总产量的34.7%，是保持可持续稳定发展的重要阵地。
2 井网适配调整的背景
研究油区低渗油藏主要以浊积砂岩油藏为主，标定采收率18.3%。研究油区低渗透油藏目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值性严重，部分单元井网井距不适应；注采两难与水淹水窜并存，平面层间动用不均衡；能量保持水平低，单井产注能力低，油藏潜力发挥不充分等问题。2014年以来，低渗油藏以提高注采井网的适应性及有效性为目标，通过区块的持续加密调整，对其他区块立足“数砂体完善”，在不打井的情况下，通过井网适配，协调注采关系，进一步夯实稳产基础，取得了较好效果。
3 井网适配调整的主要做法
3.1 优化方式，提高注采井网有效性。
3.1.1 “三定一優”矢量井网加密。
针对平面非均质性严重、注采井距大的问题，在深化储层物性、非均质性、地应力研究的基础上，实施“以地应力定井排方向、分区域定注采井距、分情况定矢量调整对策、优化注水方式”的“三定一优”矢量井网加密，提高采收率。调整后，区块水驱控制程度提高7.7%，自然递减率为降低4.5%，注采对应率由77.3%上升至80.9%；层段合格率提高5.4%；水井治理初见成效，地层能量得到一定补充，油藏稳产基础得到进一步增强。
3.1.2 核注翼采，转方向，调流线。
针对储层非均质性差异造成砂体核部水淹水窜现象，通过转注变流线，提高波及面积。2017年，砂体核部转注工作量实施8井次，油井见效率68%，起到了防止水窜，调整流线，确保油井见效的良好效果。
3.1.3 水转油，井网归位，提高储量控制。
针对3个区块井网不完善的现象，优选水井转油井，井网归位，提高储量控制程度。水转油井网归位工作量实施6井次，效果显著，目前已累计增油4349吨。如区块A井2016年1月水转油，井网归位后效果明显，初期日增油5.1吨/天，累增787吨。
3.1.4 立足砂体井组式完善。
针对低渗油藏部分单元砂体零散，井网不完善的问题，2016年加大了立足砂体、井组完善力度，首先通过水井强化注水，提高地层能量，特别是补孔未射层，增加油水井注采对应率，实现油井注水见效；然后通过油井补孔水井对应注水层，提高油井产能。统计2016共实施油井工作量25口，已累增油6159吨。
3.2 转变思路，变措施为井网完善方式。
2016年坚持将工艺技术发挥到极致，最大限度提高工艺性价比的理念，将水力压裂和水力径向射流技术从增产增注措施转变为井网完善方式，利用压裂裂缝和径向钻孔适配井网，实现压头前移，实现实际注采井距满足理论注采井距的需求。
3.2.1 变压裂增产措施为井网完善方式。
2016年以来在多个区块共实施老井压裂适配井网8井次，建立了有效的驱替压差。如研究区A井设计压裂半缝长120米。该井实施后初增能3.3吨/天，累增687吨。
3.2.2 水力径向射流，平面变方向变长度，纵向变孔密变长度对井网进行适配。
在多个区块共实施水力径向射流13井次，使井网得以有效适配。平面变方向变长度：如B井，根据理论测算，技术极限井距240米，实际注采井距327米。为改善井网适应程度，实施水力径向射流，在北东130°和北东310°各钻3个孔，避开主流线，挖掘分流线剩余油。水力径向射流后有效注采距离缩短到230米，对应油井也见到效果，日油由3.3吨/天上升到6.1吨/天。纵向变孔密变长度：如对C井层内吸水差异大的问题，对不同岩性段，不同渗透率层段通过变射孔孔密及钻孔长度，根据吸水剖面测试，吸水差异得到改善。
3.3 精细调整，实现油藏有效均衡驱替。
3.3.1 堵调结合，均衡三场。
针对D井组平面水驱不均衡问题，开展堵水试验。堵调实施10天后对应油井相继见效，井组日油比调前增加5吨/天，综合含水下降了10.7%，井组累增油260吨。
3.3.2 矢量配注，激动压差。针对部分井组注水见效差、水淹水窜现象，加大矢量调配工作，激动压差、均衡注采流线，保持井组产量的相对稳定。
3.3.3 高压分层，有效注水。针对纵向上各小层吸水不均衡，水驱效果差的现象，2014年优选水井6井次实施高压分层注水，实现纵向上均衡驱替。
4 实施效果
通过以上工作的开展，低渗油藏开发形势向好，产量实现稳升，日油水平上升到47吨/天；油藏稳产基础得到改善，注采对应率由2015年初的69.6%上升到目前的71.3%；自然递减得到控制，由2015年底的12.96%下降到目前的9.17%，下降3.79个百分点；单元稳升率进一步提高，单元指标得到改善。由于2015年良好的开发效果，低渗油藏SEC可采储量大幅提高。
参考文献
[1] 刘玉坤，韩秋，孙国军.优化射孔完井工艺提高油井产能[J].大庆石油地质与开发，2016
（作者单位：物探研究院东部室胜坨组）
关键词：低渗透油藏；三角洲前缘滑塌浊积；优化调整；滩坝砂沉积；井网适配
本文研究油区低渗透油藏以三角洲前缘滑塌浊积和半深湖-深湖相的滩坝砂沉积两种类型为主。独特的地质特点造成了目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值严重，部分单元井网井距不适应；注采井距不适配，驱替不均衡；单井产注能力低等问题。井网适配差异调整技术就是针对低渗油藏的上述问题，通过优化调整，提高注采井网的有效性；转变思路，变单一措施为开发技术；精细注水，实现油藏有效均衡驱替，进一步夯实低渗油藏稳产基础，取得了较好效果。
1 前言
研究区域低渗油藏动用含油面积123.4平方公里，动用地质储量1.08亿万吨，主要包含沙三段、沙四段两套含油层系，其中沙三段油藏主要分布在中央隆起带西段、牛庄洼陷地区，埋藏深度在2950-3500米，主要分布主要为多层透镜体、及单一岩性储层；沙四段油藏主要分布在南坡地区断裂带、牛庄洼陷东缘地区，埋藏深度从1340-3100米，主要为构造复杂的多薄层、及部分构造简单的单一岩性储层。低渗油藏地质储量比重占研究区已动用储量的31.3%，产量比重占研究区总产量的34.7%，是保持可持续稳定发展的重要阵地。
2 井网适配调整的背景
研究油区低渗油藏主要以浊积砂岩油藏为主，标定采收率18.3%。研究油区低渗透油藏目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值性严重，部分单元井网井距不适应；注采两难与水淹水窜并存，平面层间动用不均衡；能量保持水平低，单井产注能力低，油藏潜力发挥不充分等问题。2014年以来，低渗油藏以提高注采井网的适应性及有效性为目标，通过区块的持续加密调整，对其他区块立足“数砂体完善”，在不打井的情况下，通过井网适配，协调注采关系，进一步夯实稳产基础，取得了较好效果。
3 井网适配调整的主要做法
3.1 优化方式，提高注采井网有效性。
3.1.1 “三定一優”矢量井网加密。
针对平面非均质性严重、注采井距大的问题，在深化储层物性、非均质性、地应力研究的基础上，实施“以地应力定井排方向、分区域定注采井距、分情况定矢量调整对策、优化注水方式”的“三定一优”矢量井网加密，提高采收率。调整后，区块水驱控制程度提高7.7%，自然递减率为降低4.5%，注采对应率由77.3%上升至80.9%；层段合格率提高5.4%；水井治理初见成效，地层能量得到一定补充，油藏稳产基础得到进一步增强。
3.1.2 核注翼采，转方向，调流线。
针对储层非均质性差异造成砂体核部水淹水窜现象，通过转注变流线，提高波及面积。2017年，砂体核部转注工作量实施8井次，油井见效率68%，起到了防止水窜，调整流线，确保油井见效的良好效果。
3.1.3 水转油，井网归位，提高储量控制。
针对3个区块井网不完善的现象，优选水井转油井，井网归位，提高储量控制程度。水转油井网归位工作量实施6井次，效果显著，目前已累计增油4349吨。如区块A井2016年1月水转油，井网归位后效果明显，初期日增油5.1吨/天，累增787吨。
3.1.4 立足砂体井组式完善。
针对低渗油藏部分单元砂体零散，井网不完善的问题，2016年加大了立足砂体、井组完善力度，首先通过水井强化注水，提高地层能量，特别是补孔未射层，增加油水井注采对应率，实现油井注水见效；然后通过油井补孔水井对应注水层，提高油井产能。统计2016共实施油井工作量25口，已累增油6159吨。
3.2 转变思路，变措施为井网完善方式。
2016年坚持将工艺技术发挥到极致，最大限度提高工艺性价比的理念，将水力压裂和水力径向射流技术从增产增注措施转变为井网完善方式，利用压裂裂缝和径向钻孔适配井网，实现压头前移，实现实际注采井距满足理论注采井距的需求。
3.2.1 变压裂增产措施为井网完善方式。
2016年以来在多个区块共实施老井压裂适配井网8井次，建立了有效的驱替压差。如研究区A井设计压裂半缝长120米。该井实施后初增能3.3吨/天，累增687吨。
3.2.2 水力径向射流，平面变方向变长度，纵向变孔密变长度对井网进行适配。
在多个区块共实施水力径向射流13井次，使井网得以有效适配。平面变方向变长度：如B井，根据理论测算，技术极限井距240米，实际注采井距327米。为改善井网适应程度，实施水力径向射流，在北东130°和北东310°各钻3个孔，避开主流线，挖掘分流线剩余油。水力径向射流后有效注采距离缩短到230米，对应油井也见到效果，日油由3.3吨/天上升到6.1吨/天。纵向变孔密变长度：如对C井层内吸水差异大的问题，对不同岩性段，不同渗透率层段通过变射孔孔密及钻孔长度，根据吸水剖面测试，吸水差异得到改善。
3.3 精细调整，实现油藏有效均衡驱替。
3.3.1 堵调结合，均衡三场。
针对D井组平面水驱不均衡问题，开展堵水试验。堵调实施10天后对应油井相继见效，井组日油比调前增加5吨/天，综合含水下降了10.7%，井组累增油260吨。
3.3.2 矢量配注，激动压差。针对部分井组注水见效差、水淹水窜现象，加大矢量调配工作，激动压差、均衡注采流线，保持井组产量的相对稳定。
3.3.3 高压分层，有效注水。针对纵向上各小层吸水不均衡，水驱效果差的现象，2014年优选水井6井次实施高压分层注水，实现纵向上均衡驱替。
4 实施效果
通过以上工作的开展，低渗油藏开发形势向好，产量实现稳升，日油水平上升到47吨/天；油藏稳产基础得到改善，注采对应率由2015年初的69.6%上升到目前的71.3%；自然递减得到控制，由2015年底的12.96%下降到目前的9.17%，下降3.79个百分点；单元稳升率进一步提高，单元指标得到改善。由于2015年良好的开发效果，低渗油藏SEC可采储量大幅提高。
参考文献
[1] 刘玉坤，韩秋，孙国军.优化射孔完井工艺提高油井产能[J].大庆石油地质与开发，2016
（作者单位：物探研究院东部室胜坨组）