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        超低滲透油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究及實踐

        2017-10-10 06:40:12王文剛賀彤彤張昭君胡方芳路存存楊偉華
        石油化工應(yīng)用 2017年9期

        王文剛,賀彤彤,張昭君,胡方芳,路存存,楊偉華

        (中國石油長慶油田分公司第九采油廠,寧夏銀川 750006)

        超低滲透油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究及實踐

        王文剛,賀彤彤,張昭君,胡方芳,路存存,楊偉華

        (中國石油長慶油田分公司第九采油廠,寧夏銀川 750006)

        本文針對三疊系油藏隨著開發(fā)時間的推進,水驅(qū)不均特征明顯,含水上升速度加快,持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)難度加大。通過對三疊系油藏的沉積、儲層、滲流等地質(zhì)特征的分析,以及油藏開發(fā)特征和影響穩(wěn)產(chǎn)的主要因素分析,開展了“精細(xì)油藏描述、精細(xì)注采調(diào)控、低產(chǎn)井治理、提高采收率技術(shù)”等一系列穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)的研究與實踐,取得了較好的效果,為油藏的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)奠定了基礎(chǔ)。

        超低滲透油藏;穩(wěn)產(chǎn)技術(shù);精細(xì)油藏描述;注采調(diào)控;提高采收率

        1 油藏特征

        1.1 儲層顆粒細(xì)小,膠結(jié)物含量高,孔喉細(xì)微

        以三角洲前緣、淺湖沉積為主,水下分流河道沉積微相,水動力弱,砂巖顆粒細(xì),以細(xì)砂巖為主,細(xì)砂組分平均比特低滲透儲層高13%左右,粒度中值只有特低滲透儲層的84%左右。

        1.2 膠結(jié)物含量高

        超低滲透儲層膠結(jié)物含量比特低滲透儲層高出2%,以酸敏礦物為主,宜于注水開發(fā)。

        1.3 面孔率低,孔喉細(xì)微

        超低滲透儲層面孔率僅為特低滲透儲層的57%,中值壓力是特低滲透儲層的3倍。恒速壓汞研究成果顯示,超低滲透儲層與特低滲透儲層相比,孔隙差別不大,但喉道半徑分布差異較大,超低滲透儲層以微細(xì)喉道為主,喉道半徑小于1.0 μm。

        2 開發(fā)中存在的問題

        2.1 油藏局部天然裂縫發(fā)育,初期見水快

        超低滲透儲層天然微裂縫發(fā)育,一方面改善了儲層的吸水性能,有利于注水開發(fā),另一方面也導(dǎo)致注入水容易沿裂縫水竄,加劇平面及注采剖面的矛盾,增加了注水開發(fā)的難度,本廠超低滲主力油藏初期投產(chǎn)即裂縫見水177口,占總井?dāng)?shù)的7.9%。

        2.2 動裂縫開啟,影響油藏后期注水開發(fā)效果

        水井不壓裂,超低滲透孔喉細(xì)小,巖心滲透率小于1.0 mD,基質(zhì)滲流速度慢,在目前井網(wǎng)形式、注水模式及儲層物性下,為了滿足注水量,必然要不斷提高注水壓力,隨著注水時間延長,注入壓力上升,易導(dǎo)致裂縫開啟。同時,隨著裂縫的開啟、延伸和溝通,注入水沿裂縫竄進,降低油層縱向上的動用程度及平面上的水驅(qū)波及系數(shù),嚴(yán)重影響油藏后期開發(fā)效果。

        2.3 壓力平面分布不均,油藏局部連片低壓低產(chǎn)

        通過開發(fā)初期的超前注水、早期的強化注水以及后期的精細(xì)注采調(diào)整,油藏整體有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)逐步建立,受平面非均質(zhì)性及儲層物性差影響,地層壓力平面分布不均,W4南部、G8西部、G2羅52單元等油藏部位注水見效程度較低,這部分單元占總儲量的34.4%,產(chǎn)量比例僅為13.3%,油井連片低壓低產(chǎn)。

        2.4 局部井網(wǎng)控制儲量失控,剩余油富集

        超低滲透油藏,平面上裂縫發(fā)育方向油層水洗嚴(yán)重,剩余油非富集在裂縫側(cè)向,形成死油區(qū)。剖面上受窄細(xì)優(yōu)勢滲流帶影響,油井見水后,剩余儲量難以動用。

        3 穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究及實踐

        3.1 精細(xì)油藏描述技術(shù)

        精細(xì)油藏描述技術(shù)是油田降低遞減、穩(wěn)定高效開發(fā)的基礎(chǔ)核心技術(shù)。通過精細(xì)油藏描述和數(shù)值模擬跟蹤,科學(xué)指導(dǎo)油田開發(fā)調(diào)整,是實現(xiàn)油田高效開發(fā)的基礎(chǔ)[1-4]。

        3.1.1 精細(xì)注采單元劃分技術(shù) 根據(jù)儲層參數(shù)、滲流參數(shù)、水井驅(qū)動模式等對儲層進行綜合評價與劃分,提高對油田開發(fā)指導(dǎo)性和針對性。目前將注采開發(fā)單元總數(shù)由39個增加到52個,進一步增強了油藏動態(tài)管理的科學(xué)性及調(diào)整的適應(yīng)性。

        3.1.2 細(xì)化分層開發(fā)調(diào)整技術(shù) 通過縱向上細(xì)分小層,橫向上細(xì)分開發(fā)單元,建立分層分區(qū)域開發(fā)數(shù)據(jù),儲量復(fù)算,細(xì)化分小層、分區(qū)域開發(fā)技術(shù)政策。實例:針對G8西部合采區(qū)層間矛盾突出,2013-2016年在L52-10等6個井組開展簡化層系試驗,治理后整體產(chǎn)能穩(wěn)定,井組平均單井日產(chǎn)油由0.65 t上升到0.69 t,主力層長6地層能量逐步恢復(fù),L53-10定點測壓井地層壓力由9.7MPa上升到18.3MPa。

        3.1.3 系統(tǒng)精細(xì)油藏描述技術(shù) 通過系統(tǒng)化精細(xì)油藏描述,利用研究成果宏觀把握油藏開發(fā)、優(yōu)化開發(fā)技術(shù)政策、量化剩余油分布,目前已形成屬性模型14個,優(yōu)化不同開發(fā)單元開發(fā)技術(shù)政策60套。

        3.1.4 數(shù)值模擬跟蹤預(yù)測技術(shù) 利用數(shù)值模擬跟蹤技術(shù)進行常態(tài)化跟蹤,對含水、壓力等擬合預(yù)測,利用其結(jié)果不斷優(yōu)化開發(fā)技術(shù)政策,持續(xù)開展數(shù)值模擬跟蹤預(yù)測。

        3.2 精細(xì)注采調(diào)控技術(shù)

        依托精細(xì)油藏描述和數(shù)值模擬,以水動力受效單元為核心,以精細(xì)油藏注水為中心,通過平面上提高水驅(qū)波及、剖面上提高水驅(qū)動用,降低油田自然遞減。其中,提高平面水驅(qū)波及技術(shù)主要包括注水優(yōu)化技術(shù)、均衡平面采液技術(shù)、井網(wǎng)完善技術(shù),提高剖面水驅(qū)動用技術(shù)主要包括剖面調(diào)整技術(shù)、分層注水技術(shù)、堵水調(diào)剖技術(shù)。

        3.2.1 注水優(yōu)化技術(shù) 針對有效驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢、能量保持水平低、見效程度低,通過執(zhí)行“建立驅(qū)替系統(tǒng)→保持溫和注水→精細(xì)注采平衡”的注水模式,并嚴(yán)格遵循注水開發(fā)是動態(tài)變化的規(guī)律,要隨時根據(jù)動態(tài)監(jiān)測資料和油水井生產(chǎn)動態(tài),實施以強化注水、溫和注水、不穩(wěn)定注水為主的精細(xì)注水調(diào)整。2014-2016年,累計實施各類注水調(diào)整711井次,對應(yīng)油井2473口,見效720口,單井增油0.19 t,當(dāng)年降低油藏自然遞減0.7%~0.9%,累計增油23744 t(見圖1)。

        圖1 W4區(qū)不穩(wěn)定注水區(qū)域油井生產(chǎn)曲線

        3.2.2 均衡平面采液技術(shù) 受平面非均質(zhì)性影響,注水單向突進,造成平面產(chǎn)出不均衡,高產(chǎn)井存在見水威脅問題,按照“主向控液、側(cè)向提液”,在同一井組內(nèi)對高產(chǎn)井進行控液,對低產(chǎn)井采取加深泵掛、調(diào)參等方式提液,均勻水驅(qū)方向。實例:在G2高產(chǎn)區(qū)3個高滲井組,實施提液5口,控液4口,主向井月含水上升速度由1.20%下降到0.17%,側(cè)向油井遞減減緩、液面穩(wěn)定,3個月后注水開始見效。

        3.2.3 井網(wǎng)完善技術(shù) 針對部分油藏或局部注采井網(wǎng)不完善,水驅(qū)儲量控制能力下降,對有采無注的井組實施油井轉(zhuǎn)注,完善注采井網(wǎng)。2013-2016年共計轉(zhuǎn)注21口,對應(yīng)油井120口,見效49口,累計增油1834 t(見表1)。

        3.2.4 剖面調(diào)整技術(shù) 針對剖面上射孔程度低、剖面吸水狀況差、吸水比例低,采取補孔調(diào)剖、暫堵酸化調(diào)剖、酸化調(diào)剖治理,改善水井吸水剖面,提高水驅(qū)動用程度,2016年共治理措施12口;3口可對比井吸水厚度由8.6 m上升到12.5 m,見效油井13口,日增油2.7 t,累計增油 819 t,累計降水 1245 m3。

        3.2.5 分層注水技術(shù) 針對多層開發(fā)油藏受非均質(zhì)性影響,造成剖面吸水不均。根據(jù)隔夾層情況實施分注,形成了精細(xì)分層注水標(biāo)準(zhǔn)。例如,58口可對比井,分注后有45口井吸水厚度由14.1 m上升到17.0 m,水驅(qū)動用程度由61.0%上升到73.9%(見圖2)。

        同時,圍繞提高分注效果,加強調(diào)配周期優(yōu)化、工藝優(yōu)化、井筒治理、效果評價四項工作,例如,對G8區(qū)通過開展調(diào)配周期研究,通過對10口實驗井長4+5、長6層分層注水量保持誤差范圍內(nèi)(10.0%)的平均時間間隔分別為44.4 d和63.7 d,平均合理調(diào)配周期為54.1 d,2014-2016年按照調(diào)配周期及時對小層配注量進行調(diào)整,長4+5層壓力由12.37MPa上升到14.4MPa、長6層壓力由11.6MPa上升到13.8MPa,注采壓差由1.1MPa下降到0.6MPa,實現(xiàn)了在不增加層間壓差的前提下,逐步恢復(fù)各小層地層壓力的開發(fā)效果。

        表1 三疊系油藏歷年轉(zhuǎn)注效果統(tǒng)計表

        圖2 G8合采區(qū)長4+5(左)、長6層(右)調(diào)配時間間隔與誤差散點圖

        3.2.6 堵水調(diào)剖技術(shù) 在油藏注水開發(fā)中,由于裂縫和局部高滲帶的存在,造成注水井對應(yīng)油井過早水淹,裂縫側(cè)向剩余油富集,側(cè)向油井注水難以見效。注水井深部調(diào)剖是向地層注入一定量的調(diào)剖劑,由于滲流原理,調(diào)剖劑首先進入高滲裂縫,經(jīng)過一定的化學(xué)過程,能在地層中形成具有一定強度,能經(jīng)受時間和水流沖刷的凝膠物質(zhì),遏制注入水沿裂縫的指進,使注入水向滲透能力低的區(qū)域推進,擴大波及體積,提高水驅(qū)效率。例如:在G2、W4實施區(qū)域整體調(diào)剖,實施后G2區(qū)調(diào)剖區(qū)域標(biāo)定自然遞減由6.0%下降到4.7%,W4區(qū)調(diào)剖區(qū)域標(biāo)定自然遞減由6.6%下降到4.8%,兩個調(diào)剖區(qū)域從含水變化與采出程度關(guān)系曲線,可以看出均向高采出程度方向發(fā)展,有效改善了區(qū)塊開發(fā)效果。

        2014-2016年,全廠超低滲透油藏共實施186井次,對應(yīng)油井896口,見效554口,單井增油0.14 t,當(dāng)年降低油藏自然遞減0.6%~0.8%,累計增油19170 t,累計降水33765 m3,有效改善了油藏水驅(qū)狀況(見圖3)。

        3.3 低產(chǎn)井措施增產(chǎn)技術(shù)

        結(jié)合三疊系油藏儲層特征,針對油藏開發(fā)的不同階段,通過開展?jié)摿囵B(yǎng)、改造技術(shù)優(yōu)化、治理效果保護,逐步形成了以低產(chǎn)低效井治理、長停井復(fù)產(chǎn)為主的措施增產(chǎn)技術(shù),油層動用能力不斷增強。

        3.3.1 堵塞井治理 針對液量突降井,結(jié)合油井生產(chǎn)動態(tài)變化特征、功圖變化特征,以及油水兩相滲透率變化特征,判定為何種堵塞機理,有針對性的開展措施治理。2016年實施各類堵塞井治理68井次,有效61口,單井日增油0.98 t,整體實施效果較好。

        圖3 G2和W4調(diào)剖區(qū)域含水變化與采出程度關(guān)系曲線

        3.3.2 低產(chǎn)井治理技術(shù) 通過精細(xì)小層對比研究,加深主力油層識別、注采連通情況分析,剖析低產(chǎn)原因,如油層產(chǎn)能未充分發(fā)揮;局部單砂體注采對應(yīng)差;注水量較低,能量補充滯后,地層動態(tài)縫閉合等低產(chǎn)原因(見表2)。

        表2 超低滲透油藏堵塞機理研究及解堵工藝表

        然后根據(jù)不同低產(chǎn)原因采取相應(yīng)的治理措施,針對油層產(chǎn)能未充分發(fā)揮,可通過重復(fù)壓裂等工藝,增大儲層改造規(guī)模,對“厚油層”儲層,可通過提高射孔程度,增大油層泄油體積,如針對G5-97井射孔程度低,通過補孔壓裂措施后,單井產(chǎn)量由0.18t/d上升到3.11t/d,充分發(fā)揮了油層的潛力;針對局部單砂體注采對應(yīng)差,通過完善單砂體注采對應(yīng)性,對有注無采小層,實施補孔生產(chǎn),針對G5-101井長63下段,對應(yīng)水井G5-101實施補孔壓裂措施后,單井產(chǎn)量由0.53t/d上升到3.02t/d;針對地層壓力下降,動態(tài)縫閉合,可通過實施暫堵壓裂、暫堵酸化為主的低產(chǎn)井改造技術(shù),改善儲層的滲流情況,提高單井產(chǎn)能,2016年共計實施74口,累計增油10199 t。

        3.3.3 長停井治理技術(shù) 針對不同停井原因,采用查層補孔、井筒治理等技術(shù),攻關(guān)試驗雙向堵水、堵水壓裂技術(shù),措施有效率和單井增油水平保持穩(wěn)定,水淹井治理效果逐年提升,2014-2016年共復(fù)產(chǎn)長停井155口,提高油井利用率4.5%。

        3.4 提高采收率技術(shù)

        針對油藏采取注水等常規(guī)開發(fā)方式,受到儲層非均質(zhì)性影響,部分區(qū)域注水開發(fā)井網(wǎng)適應(yīng)性較差,造成剩余油富集,維持,通過開展加密調(diào)整、聚合物微球驅(qū)、空氣泡沫驅(qū)技術(shù)試驗的研究應(yīng)用,加強剩余油分布規(guī)律研究及挖潛,為低滲透油藏提高采收率儲備技術(shù)。

        3.4.1 加密調(diào)整技術(shù) 針對油藏部分區(qū)域,微裂縫發(fā)育,注水開發(fā)井網(wǎng)適應(yīng)性較差,主向油井水淹,側(cè)向油井低產(chǎn)低效,造成裂縫側(cè)向剩余油不發(fā)育,儲量失控,通過在剩余油富集部位實施加密井,挖掘剩余油,以此來提高油藏采收率。實例:針對G2區(qū)等單元受裂縫影響,裂縫側(cè)向剩余油富集,儲量失控,2014-2016年累計投產(chǎn)加密井69口,地層壓力由加密前14.3MPa上升到15.8MPa,壓力保持水平84.5%,主側(cè)向壓差由8.4MPa下降到3.4MPa,平面壓力分布趨于均勻,有效驅(qū)替系統(tǒng)逐步建立,加密區(qū)采油速度由0.63%上升到0.95%,采收率預(yù)計提高3.0%。

        3.4.2 空氣泡沫驅(qū)技術(shù) 由于常規(guī)注水開發(fā),部分區(qū)域注入水難以波及到,可采取空氣泡沫驅(qū)技術(shù)解決該問題,該技術(shù)是將空氣注入油藏后,氧氣與原油發(fā)生低溫氧化反應(yīng),產(chǎn)生CO、CO2、水及含氧的烴類化合物,在油層內(nèi)生成的這些物質(zhì)與起泡劑相互作用形成泡沫,泡沫擠壓、占據(jù)和乳化作用而達到驅(qū)油作用。實例:針對耿271加密區(qū)有效驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢,對J4-39開展空氣泡沫驅(qū)先導(dǎo)試驗,目前主向井江43-39見效,含水由72.3%下降到49.0%,側(cè)向井J4-393、J4-394井功圖充滿程度增加,井組8口井動液面平均上升34 m,月遞減由0.55%下降到0.14%。

        3.4.3 聚合物微球驅(qū)油技術(shù) 超低滲透油藏隨著注水開發(fā)的推進,深部水驅(qū)狀況變差,剩余油分布狀況復(fù)雜,造成油井含水上升速度加快。聚合物微球驅(qū)油技術(shù)即納微米級粒徑可進入油層深部,發(fā)生膨脹相互膠結(jié),達到深部封堵高滲帶啟動低滲層的作用。實例:在G2中部和W4北部14個高產(chǎn)井組,結(jié)合油藏不同物性特征,合理微球參數(shù)配置,實施微球調(diào)驅(qū)試驗,平均注水壓力上升1.2MPa,16口見水井平均含水由57.5%下降到51.2%,井均日增油0.42 t,含水上升率較2015年大幅下降,含水與采出程度關(guān)系曲線明顯向右偏,水驅(qū)效果變好。

        4 結(jié)論及認(rèn)識

        (1)精細(xì)油藏描述技術(shù)是油田降低遞減、穩(wěn)定高效開發(fā)的基礎(chǔ)核心技術(shù)。通過精細(xì)油藏描述和數(shù)值模擬跟蹤,科學(xué)指導(dǎo)油田開發(fā)調(diào)整,是實現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)的基礎(chǔ)。

        (2)通過平面上提高水驅(qū)波及、剖面上提高水驅(qū)動用,可逐步提升油藏能量,有效降低油藏自然遞減,為實現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)提供保障。

        (3)結(jié)合三疊系油藏儲層特征,針對油藏開發(fā)的不同階段,通過開展?jié)摿囵B(yǎng)、改造技術(shù)優(yōu)化、治理效果保護,逐步形成了以低產(chǎn)低效井治理、長停井復(fù)產(chǎn)為主的措施增產(chǎn)技術(shù),油層動用能力不斷增強。

        (4)通過對加密調(diào)整、聚合物微球驅(qū)、空氣泡沫驅(qū)技術(shù)試驗的研究應(yīng)用,加強了剩余油分布規(guī)律研究及挖潛,可有效的提高油藏的最終采收率。

        [1]胡永樂,宋新民.低滲透油氣田開發(fā)技術(shù)[M].北京:石油工程出版社,2000.

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        [3]胡文瑞.鄂爾多斯盆地油氣勘探開發(fā)理論與技術(shù)[M].北京:石油工程出版社,2000.

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        TE357.13

        A

        1673-5285(2017)09-0057-05

        10.3969/j.issn.1673-5285.2017.09.015

        2017-08-19

        王文剛,男,2009年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(北京)資源勘查工程專業(yè),現(xiàn)為長慶油田第九采油廠地質(zhì)研究所油田開發(fā)工程師,從事油田開發(fā)工作8年。

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