宋俊梅 (中石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 烏魯木齊 830011)

侯文波 (中石化西北油田分公司質(zhì)量安全環(huán)保處，新疆 烏魯木齊 830011)

塔河油田六區(qū)縫洞型油藏綜合挖潛技術(shù)研究

宋俊梅 (中石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 烏魯木齊 830011)

侯文波 (中石化西北油田分公司質(zhì)量安全環(huán)保處，新疆 烏魯木齊 830011)

針對塔河油田六區(qū)縫洞型油藏采取綜合挖潛技術(shù)，即對高含水井儲層實施堵水或轉(zhuǎn)層酸壓技術(shù)、對多井單元實施整體注水技術(shù)，同時部署直井和側(cè)鉆井提高采收率。結(jié)果表明，采取綜合挖潛技術(shù)可以提高油藏采收率。

塔河油田；縫洞型油藏；綜合挖潛技術(shù)；提高采收率

塔河油田奧陶系縫洞型油氣藏規(guī)模大、埋藏深、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、流體分布復(fù)雜，多種油氣藏類型并存，其油氣藏特征、形成機(jī)理和控制因素復(fù)雜。由于碳酸鹽巖儲層形成的特殊性，致使其物性在垂向上的變化規(guī)律不強(qiáng)，儲集空間往往由孔、洞、縫以不同方式組合在一起，形成具有不同能量和油水關(guān)系的縫洞單元體[1]。油藏埋深5400m以下，原始壓力系數(shù)為1.11，屬正常壓力，地層靜溫為125～128℃，平均地溫梯度為2.18℃/100m。塔河油田自1998年滾動開發(fā)以來，表現(xiàn)出油井見水早、區(qū)塊含水上升快和年度老井遞減大(一般大于17%，甚至達(dá)到45%)的特點，其中六區(qū)奧陶系油藏自1999年10月開采以來，油藏處于遞減階段，年自然遞減率最高達(dá)40%，其高含水、低產(chǎn)低效井及停產(chǎn)井逐步增多等問題嚴(yán)重制約了區(qū)塊產(chǎn)量。為此，筆者對塔河油田六區(qū)縫洞型油藏綜合挖潛技術(shù)進(jìn)行了研究。

1 對高含水井儲層實施堵水或轉(zhuǎn)層酸壓技術(shù)

儲層精細(xì)挖潛基本思路為儲層全部動用油井堵水挖潛，層內(nèi)具有未動用儲層且具有較好的隔層條件的油井分段酸壓挖潛。根據(jù)生產(chǎn)情況，采取儲層層內(nèi)精細(xì)挖潛措施，即對六區(qū)北部底水錐進(jìn)、油井含水快速上升的 S66縫洞單元實施整體堵水，而對部分多井縫洞單元高含水井實施堵水或分段酸壓。

1)S66單元 以該單元中的S66井為例，該井關(guān)井壓錐效果差，2009年3月產(chǎn)剖顯示分4段產(chǎn)出，含水逐層上升。2009年7月正擠耐高溫、高礦化度CaO系列化學(xué)堵劑至5510m處，一長度為10m左右的致密隔層上部進(jìn)行封堵層間水，酸化后一直自噴生產(chǎn)，初期采用4mm油嘴，油壓5.0MPa，日產(chǎn)液25t，不含水，日增油24t，無水生產(chǎn)26d見水，油嘴下調(diào)至3.5mm生產(chǎn)，含水緩慢上升至40%后基本保持穩(wěn)定，目前油壓4.2MPa，日產(chǎn)液27t，日產(chǎn)油16t，含水38.5%，日增油15t，已累增油2967t。

2)S74單元 以該單元中的TK612井為例，該井酸壓投產(chǎn)即見水，但含水緩慢上升，2007年1月底含水率由40%突升至75%，之后波動上升，2009年4月含水率達(dá)到85%以上。打撈井底落魚后因氣舉測產(chǎn)剖井口不出液改為注入剖面測試，測試顯示5521m以下井段主吸水，頂部5483～5488m(Ⅰ 類)、5504～5513.5m(Ⅲ類)2個層段不吸水，測井顯示5492～5501m井段為相對致密隔層。打塞至5595m對5470～5595m井段射孔酸壓(5483～5487m射孔)建產(chǎn)，生產(chǎn)低含水，初期日增油19t，2009年10月底供液不足后加深泵掛正常生產(chǎn)，已累增油2431t(含加深泵掛增油量1032t)。儲層挖潛措施效果如表1所示。

2 多井單元實施整體注水技術(shù)

對六區(qū)北部S74多井縫洞單元和南部TK634多井縫洞單元，通過單元注水達(dá)到抑制底水錐進(jìn)、增加平面水驅(qū)波及系數(shù)，以此改善水驅(qū)開發(fā)效果[2]。

1)TK634單元 以該單元中的TK634井為例，2009年4月18日對該井實施注水，累計注水5.00×103m3后停注。停注關(guān)井2個月后開井生產(chǎn)評價注水效果，該井能夠恢復(fù)自噴。無自噴能力后含水上升，為此關(guān)井壓錐，15d后再開井生產(chǎn)20d，產(chǎn)油300t左右，連續(xù)間開生產(chǎn)4個周期后于2010年1月10日再次開井生產(chǎn)，日產(chǎn)油22t，不含水，至今已生產(chǎn)6個月，產(chǎn)量一直較平穩(wěn)且無水生產(chǎn)，效果明顯好于前期關(guān)井壓錐效果，增油2500t。

2)S74單元 針對該單元中的TK652實施注水措施后未見效果，分析原因主要為單元采出量大(產(chǎn)液118.26×104t，產(chǎn)油79.92×104t)，虧空程度高，注入水還未波及到鄰井油體邊界。儲層挖潛措施效果如表2所示。

表1 儲層挖潛措施效果統(tǒng)計

表2 儲層挖潛措施效果統(tǒng)計

3 部署直井和側(cè)鉆井提高采收率

在總結(jié)前期鉆井成功經(jīng)驗的基礎(chǔ)之上，針對儲量動用程度較低、水淹程度低的區(qū)域進(jìn)行部署調(diào)整井和側(cè)鉆井以提高儲量動用程度。計劃部署4口井，目前投產(chǎn)3口，投產(chǎn)井中TK672井、TK673X井2口調(diào)整井均位于六區(qū)東北部井網(wǎng)密度較稀、儲量動用程度較低區(qū)域，TK613CH井位于六區(qū)中部儲量動用程度低區(qū)域。3口井投產(chǎn)初期產(chǎn)能下降較快，TK672井轉(zhuǎn)抽后供液不足注水替油，TK673X井轉(zhuǎn)抽后生產(chǎn)較為平穩(wěn)，日產(chǎn)油15t，含水30%左右，TK613CH井投產(chǎn)后即高含水，生產(chǎn)效果較差。整體來看，新井部署情況未能達(dá)到預(yù)期效果(見表3)。

表3 研究區(qū)09年投產(chǎn)新井效果統(tǒng)計

4 結(jié)論及建議

對于縫洞型奧陶系油藏，通過單元注水可以達(dá)到抑制底水錐進(jìn)、增加平面水驅(qū)波及系數(shù)、改善水驅(qū)開發(fā)效果的目的。在實施過程中尤其注重對高含水、低產(chǎn)低效且位于構(gòu)造相對低位置的單元采取挖潛措施。對于儲層全部動用油井采取深部堵水挖潛，層內(nèi)具有未動用儲層且具有較好的隔層條件的油井則采取分段酸壓挖潛。對于整體高含水且累產(chǎn)產(chǎn)量較高、初期產(chǎn)能較高的開發(fā)單元可考慮整體堵水來控制多井開發(fā)單元的含水上升速度。

[1]張希明.新疆塔河油田下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖縫洞型油氣藏特征[J].石油勘探與開發(fā)，2001,28(5):17-22.

[2]李培廉，張希明，陳志海.塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏開發(fā)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2003.

[編輯] 李啟棟

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.04.023

TE344

A

1673-1409(2012)04-N071-02

2012-02-21

宋俊梅(1976-)，女，2001年大學(xué)畢業(yè)，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事油氣藏開發(fā)方面的研究工作。