袁曉俊
(中國石油浙江油田公司地質(zhì)研究所,浙江杭州 310023)
低滲高凝油藏注水吞吐開發(fā)模式的應(yīng)用
袁曉俊
(中國石油浙江油田公司地質(zhì)研究所,浙江杭州 310023)
海上油田對(duì)注入水質(zhì)要求嚴(yán)格、水源研究日趨重要。沙東南-渤中地區(qū)為渤海油田重要產(chǎn)區(qū),注入水源充足與否直接決定著油田開發(fā)生產(chǎn)是否順利。本次針對(duì)該地區(qū),對(duì)主要水源目的層館陶組進(jìn)行了水資源量評(píng)價(jià)研究工作。館陶組儲(chǔ)層系統(tǒng)研究表明,館陶組砂巖雖然分布廣、但厚度變化大、物性非均質(zhì)性強(qiáng),具體油田館陶組水源條件因此有所差異。采用容積法對(duì)沙東南-渤中地區(qū)館陶組儲(chǔ)層水資源量進(jìn)行了計(jì)算,該區(qū)館陶組水資源量為3366×108m3,其中Ng1段水資源量為840×108m3;Ng2段水資源量為483×108m3;Ng3段水資源量為2043×108m3??傮w水資源量比較充沛,能夠滿足沙東南-渤中地區(qū)各油田長(zhǎng)期開發(fā)對(duì)水資源的需要,但分布復(fù)雜,需要針對(duì)具體油田進(jìn)行深入研究。
復(fù)雜小斷塊;低滲透;高凝油;注水吞吐;提高采收率
白駒油田豐探區(qū)塊原油密度(20℃)范圍為0.850~0.92 g/cm3;60 ℃時(shí)粘度值變化范圍為 46.13 mPa·s~54.65 mPa·s;含蠟量變化范圍為 26.15%~32.15%;凝固點(diǎn)變化范圍為42~44℃;原油具有中高密度、高凝固點(diǎn)、高粘度,屬高凝重-中質(zhì)稠油。儲(chǔ)層具有低孔低滲特征,孔隙度在3.56%~18.44%之間,滲透率在0.01~17.01×10-3μm2之間,平面和縱向上非均質(zhì)性強(qiáng)。豐探區(qū)塊儲(chǔ)層有效厚度在0.8~4.0 m之間,區(qū)塊儲(chǔ)量54.55×104t,儲(chǔ)量豐度低僅只有39.2×104t/km2。區(qū)塊于 2007年投入開發(fā),單井產(chǎn)量平均在1t左右,自然遞減率達(dá)到42%,2008年注水補(bǔ)充地層能量,在注水開發(fā)過程中,水井頻繁出現(xiàn)憋壓、注不進(jìn)水的現(xiàn)象,而受益油井見不到注水效果或效果很差的被動(dòng)開發(fā)局面。分析認(rèn)為主要由以下原因引起:(1)區(qū)塊油藏地質(zhì)情況復(fù)雜,存在多條較大的斷層,此外斷塊內(nèi)部也有小的斷層。斷層的遮擋往往使得注水井效果大打折扣,油井不見效;(2)原油具有粘度高,凝固點(diǎn)高,水驅(qū)油過程中需要較高的驅(qū)替壓力;(3)油層低滲,導(dǎo)壓系數(shù)低;(4)油層連通性差。如何采取措施補(bǔ)充地層能量,改變無效水驅(qū)的開發(fā)被動(dòng)局面是白駒油田開發(fā)中的一大難題。為此開展了對(duì)豐1-5井注水吞吐開發(fā)的開發(fā)試驗(yàn),來證實(shí)對(duì)親水高凝油藏采用單井注水吞吐采油方式的可行性。
注水吞吐采油技術(shù)是在一個(gè)油層具有親水性的密閉油藏單元內(nèi),利用油層的親水性,發(fā)揮毛管力吸水排油的作用,將原油從低滲孔道排到高滲孔道,而注入水部分進(jìn)入并駐留在低滲孔道,使油層內(nèi)油水飽和度重新分布。注水吞吐采油技術(shù)使原油從小孔道進(jìn)入了大孔道,利于采出;使地層壓力得以恢復(fù),為原油的流動(dòng)采出提供能量。
單井注水吞吐就是通過對(duì)油井注水補(bǔ)充地層能量,注入一定量的水后,注入水與地層原油進(jìn)行置換,通過開抽,提高油井產(chǎn)量,利用這種原理逐漸提高油藏采收率的,它可分多期進(jìn)行,每個(gè)周期又可以分注水、悶井和采油3個(gè)階段。
油井無能量補(bǔ)充衰竭式生產(chǎn),在進(jìn)入注水補(bǔ)充能量階段,隨注水量的增加,井底附近含油飽和度大幅下降,而地層邊界附近含油飽和度則稍有上升,地層壓力的逐漸升高。對(duì)于含油面積小的油藏,注水對(duì)地層中流體的影響很大,影響范圍甚至可以達(dá)80%以上。
悶井的主要目的是利用油層的親水性,充分發(fā)揮毛細(xì)管吸水排油的作用,使注人水隨地層壓力擴(kuò)散的同時(shí)與地層原油發(fā)生交換,促使水線逐漸向油層遠(yuǎn)處推進(jìn)。使注入水在地層壓力擴(kuò)散的同時(shí)與地層原油發(fā)生交換.將油脫離開來,當(dāng)油水達(dá)到新的分布和平衡時(shí),地下流體飽和度發(fā)生變化,水線停止向前推進(jìn),有利于原油的采出。
該階段儲(chǔ)層流動(dòng)為油水兩相流動(dòng).由于注入水大部分聚集在井底附近,因此開采初期含水高,隨開采時(shí)間增加逐漸下降,然后再緩慢上升。而日產(chǎn)油有一個(gè)先上升再逐漸遞減的過程,表明地層深處的油向井底流動(dòng)。
注水吞吐的井應(yīng)選擇區(qū)塊小,注水井少或者無能量補(bǔ)充的井,小區(qū)塊往往靠彈性降壓開采。如果有少量注水井,則注水效果差或者井間不連通,往往這類井或井組油的動(dòng)用程度低、采出程度低,其剩余儲(chǔ)量高,具有實(shí)施注水吞吐的充足物質(zhì)基礎(chǔ)。
巖石潤(rùn)濕性以親水為主,是毛管力自吸排油的最基本條件。當(dāng)油藏儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性表現(xiàn)為親水時(shí),根據(jù)格拉哈姆的理論公式,巖石親水性越強(qiáng),毛管自吸驅(qū)油效率也就越高。由于注水吞吐時(shí)水優(yōu)先進(jìn)入高滲透主力油層而形成注入水與動(dòng)用差的油層有較大的接觸面,增大了油水置換的面積。如果油層為反韻律,則在自吸驅(qū)油的基礎(chǔ)上,同時(shí)增加了水的重力驅(qū)油作用,顯然這類儲(chǔ)層注水吞吐效果要好得多。自吸水驅(qū)油是裂縫、高滲透層或區(qū)塊中的注人水與基質(zhì)、低滲層或低滲區(qū)之間的油水置換過程,顯然增大滲吸的油水接觸面是促使?jié)B吸效率提高的關(guān)鍵所在。因此,應(yīng)優(yōu)先選擇裂縫性儲(chǔ)層或裂縫發(fā)育的井或井組實(shí)施注水吞吐。室內(nèi)單井吞吐模擬實(shí)驗(yàn)表明,在相同條件下,毛管力吸水排油作用利于非均質(zhì)模型的采收率較高。裂縫儲(chǔ)層的非均質(zhì)性使得毛管力滲吸作用增強(qiáng),有利于提高注水吞吐采收率。
豐1-5井位于白駒油田開陽斷塊,單井控制儲(chǔ)量1.1×104t,油藏埋深 1860 m,地層原始?jí)毫?18.25 MPa,地面原油密度0.8571 g/cm3,原油粘度35.28 mPa·s(60℃),凝固點(diǎn)44℃,含蠟量29.4%。含膠質(zhì)、瀝青22.75%。儲(chǔ)層孔隙度 12.19%,滲透率 2.16×10-3μm2。巖石潤(rùn)濕性實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明儲(chǔ)集層為弱親水砂巖油層。該井生產(chǎn)井段泰一段的1850.2~1855.2 m、1864.2~1868.2 m(厚9.0 m/2層)。
該井于2008年1月29日進(jìn)行轉(zhuǎn)注,該井投注初期泵壓16.5 MPa,油壓16 MPa,日注水40 m3。隨后注水壓力不斷上升,水井出現(xiàn)憋壓現(xiàn)象。周邊生產(chǎn)井在注水周期內(nèi)未見注水效果。綜合評(píng)價(jià)后分析原因在于豐1-5井組存有斷層阻隔,導(dǎo)致與周邊生產(chǎn)井注采對(duì)應(yīng)關(guān)系不佳。結(jié)合國內(nèi)外注水吞吐開發(fā)的成功經(jīng)驗(yàn),決定對(duì)該井進(jìn)行注水吞吐試驗(yàn),從而嘗試探索低滲透小斷塊高凝油油藏開采方式。
豐1-5井于2008年9月1日停注,停注前泵壓26.9 MPa,油壓26.3 MPa,套壓24 MPa,停注時(shí)累計(jì)注水7276 m3,注水周期211 d。2008年12月10日改采自噴,關(guān)井周期101 d。改采自噴階段,初期自噴產(chǎn)液8.7 m3,含水95%~100%,隨后含水逐漸下降,至2009年3月10日含水下降至30%,自噴液量也下降至2.3 m3,自噴液量437 m3,產(chǎn)油46.7 t。2009年3月28日下泵改采,初期產(chǎn)液20.4 m3,含水波動(dòng)范圍在80%~96%,后期穩(wěn)定生產(chǎn)在日產(chǎn)液5.3 m3,日產(chǎn)油1.6 t,含水67%,累計(jì)增油710 t。
注水期間進(jìn)行吸水剖面測(cè)試結(jié)果表明1850.2~1855.2 m處吸水強(qiáng)度為4.1 m3/d·m,遠(yuǎn)大于1864.2~1868.2 m的1.8 m3/d·m。說明在自吸驅(qū)油的基礎(chǔ)上,反韻律的特點(diǎn)一定程度上增加了水的重力驅(qū)油作用。從生產(chǎn)情況看,轉(zhuǎn)采后的生產(chǎn)井能量較充足,可以實(shí)現(xiàn)短期的自噴生產(chǎn),而含水率也較投產(chǎn)時(shí)有較大幅度的上升,這說明注入水主要集中在近井地帶,沒有大面積擴(kuò)散,使得近井地帶油層壓力大幅度上升。在2008月9月進(jìn)行靜壓監(jiān)測(cè)測(cè)得該井油層中部壓力為36.868 MPa,是原始地層壓力的2倍??梢婈P(guān)井后豐1-5井近井地帶有效形成了憋壓,使毛管力作為一種驅(qū)動(dòng)力吸水排油得以實(shí)現(xiàn)。
注入水在高壓下將沿著親水介質(zhì)表面不斷向前“爬行”,將原油從親水介質(zhì)“脫離”開,降低了原油與孔隙介質(zhì)表面的附著力,使轉(zhuǎn)采后原油流動(dòng)阻力降低。由于以上兩方面的共同作用,豐1-5井產(chǎn)能得到了提高。
(1)要取得較好的吞吐效果,在選擇井的條件上應(yīng)該具備以下幾點(diǎn):
①選擇井應(yīng)該具備一定的剩余油基礎(chǔ);
②選擇井與周圍各井動(dòng)態(tài)連通性較差,單井控制儲(chǔ)量封閉性較強(qiáng);
③選擇井與豐1-5儲(chǔ)層類似(低孔、低滲、反韻律);
④單井注水吞吐,注入量要夠,一般達(dá)到采出體積的15倍以上,保證地層能量得到有效補(bǔ)充地基礎(chǔ)上,實(shí)現(xiàn)地層憋壓;吞吐前要有一定的關(guān)井悶井時(shí)間,至少大于90 d,確保高低滲透層之間油水得到充分置換。
⑤選擇井油藏埋深在1800~1900 m注水吞吐對(duì)高凝油是有效可行的。
(2)豐1-5井進(jìn)行的注水吞吐實(shí)驗(yàn)性的成果為低滲透小斷塊高凝油油藏開采方式的理論探索做了很好的嘗試,目前白駒油田適合注水吞吐的井有豐1-8井、豐探9井等,建議在優(yōu)化注入量、吞吐量、關(guān)井時(shí)間、采油時(shí)間下在白駒油田得以推廣,從而改善區(qū)塊開發(fā)效果。
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Application of developing low permeability and high pourpoint oil reservoir by water injection-production
YUAN Xiaojun
(Geological Research Institute of PetroChina Zhejiang Oilfield Company,Hangzhou Zhejiang 310023,China)
Most reservoirs of the Baiju oilfield are complex fault block pools with faults developed in the reservoir.The blocks are small and closed.the reservoir permeability is low ,the pour-point and oil viscosity is high.which makes it difficult to displace oil by water looding.Soon after injectors are brought into production,the injection pressure is increased rapidly.Meanwhile,the injectivity decreases dramatically,which leads to little benefit to corresponding oil wells.The single well water injection stimulation development model on one hand to make full use of the sandstone of hydrophilicity,according to close water medium self-priming exhibit realize water flooding mechanism,on the one hand,the complement of formation energy,restore formation pressure,realize the artificial supplement energy.Not only extend the water flooding affected radius,improve oil displacement efficiency,also improve energy supplement no fault block recovery,this technology in high pour-point oil reservoir of practical application get better effect.
complex fault block;low permeability;High pour-point oil;water injection-production;enhancing oil recovery
TE348
A
1673-5285(2012)03-0012-03
2012-01-05