趙海波，李 朋

(中國(guó)石油化工股份有限公司 東北油氣分公司，吉林 長(zhǎng)春 130062)

七棵樹低滲油藏含水快速上升影響因素及對(duì)策

趙海波，李 朋

(中國(guó)石油化工股份有限公司 東北油氣分公司，吉林 長(zhǎng)春 130062)

針對(duì)七棵樹油田產(chǎn)液結(jié)構(gòu)不均衡及含水上升過(guò)快的開發(fā)中存在的問(wèn)題，從生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)和油水井監(jiān)測(cè)資料入手，以中心井組高含水油井為治理對(duì)象。對(duì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性、裂縫強(qiáng)度、井網(wǎng)井距、油井采液強(qiáng)度等因素進(jìn)行分析，明確了主要影響因素。針對(duì)采液強(qiáng)度不均(最大1.19 m3/m·d，最小0.5 m3/m·d)而導(dǎo)致的平面矛盾情況(前緣水線突進(jìn)速度最快37.4 m/d，最慢的為13.8 m/d)，提出了區(qū)塊采液強(qiáng)度由0.76 m3/m·d下降至0.56 m3/m·d的參數(shù)調(diào)整建議。根據(jù)油層滲透率、地層溫度和地層流體性質(zhì)，以及裂縫特征和發(fā)育規(guī)律，結(jié)合調(diào)剖劑的機(jī)理，制定了泡沫體系選擇性封堵方案，預(yù)測(cè)注入0.4 PV泡沫體系時(shí)，提高采收率1.5%，單位操作成本降為234.04元/t。

七棵樹油田；采液強(qiáng)度；平面矛盾；選擇性封堵；波及體積

1 七棵樹油田開發(fā)中存在的主要問(wèn)題

七棵樹油田構(gòu)造上位于梨樹斷陷中央構(gòu)造帶車家窩堡構(gòu)造圈閉內(nèi)，西鄰十屋油田，東南與秦家屯油田相鄰。主要含油砂體為沙河子組一段的2、3號(hào)砂體和沙河子組二段的2號(hào)砂體(即5號(hào)砂體)，計(jì)算含油面積7.92 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量245.36×104t，標(biāo)定采收率17.33%。儲(chǔ)層平均滲透率3.75×10-3μm2，平均孔隙度10%,為典型的低孔特低滲透油藏[1,2]。截止到2016年12月七棵樹油田油井開井44口，水井開井25口，日產(chǎn)液132.06 t/d，日產(chǎn)油73.9 t/d，綜合含水44.04%，年自然遞減率18.01%，綜合遞減率18.89%,含水上升率4.74%，月注采比1.51,累積注采比1.09。

1.1儲(chǔ)量動(dòng)用不均衡

七棵樹油田儲(chǔ)量動(dòng)用程度為72.87%，其中SW8區(qū)塊為81.98%，SW10區(qū)塊僅為50.24%，儲(chǔ)量動(dòng)用不均衡，平面上主要是由于按照方案設(shè)計(jì)SW10南部區(qū)塊無(wú)注水井點(diǎn)，多口水平井有采無(wú)注，導(dǎo)致儲(chǔ)量動(dòng)用程度低；縱向上通過(guò)對(duì)全區(qū)11口水平井潛力摸排發(fā)現(xiàn)普遍存在鉆遇率低、層間動(dòng)用差異大的情況。

1.2產(chǎn)液結(jié)構(gòu)不均衡

參考國(guó)內(nèi)外油田的含水劃分標(biāo)準(zhǔn)，按照4個(gè)含水級(jí)別，含水小于40%，40%～60%，60%～90%，大于90%，對(duì)七棵樹油田全區(qū)開井的40口油井進(jìn)行含水分級(jí)[3]，截止到目前，高含水井?dāng)?shù)9口，主要位于構(gòu)造中部SW8中心井組，特高含水井?dāng)?shù)7口，高含水井、特高含水井比例40%，這部分井占有33.38%的產(chǎn)液量比例，產(chǎn)油量比例卻只有13.77%，是調(diào)整治理的重點(diǎn)。

1.3含水上升速度快

含水的變化可以分成三個(gè)階段(見圖1)，第一階段是2011年以前，產(chǎn)建階段，投產(chǎn)初期含水較低；第二階段為2011—2013年，注采完善階段，注水效果開始顯現(xiàn)，含水略有上升；第三階段為2013年以后，進(jìn)入全面注水開發(fā)階段，初期大量分注及調(diào)整工作含水略有下降，隨后含水上升速度明顯加快，2013年到2015年，2年含水上升18個(gè)百分點(diǎn)，平均年含水上升值9.3%，這一階段的平均含水上升率7.13%，是同類油藏的2倍左右。

2 主要影響因素分析

2.1儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響

1)縱向非均質(zhì)性

對(duì)全區(qū)有靜態(tài)數(shù)據(jù)的油井滲透率級(jí)差進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，結(jié)果為1.6，油層縱向非均質(zhì)較弱，開發(fā)過(guò)程中，部分井存在單層突進(jìn)現(xiàn)象，從2013年開始對(duì)水井進(jìn)行分注，目前七棵樹油田16口開井水井中10口分注。以SW8-8井組為例(見圖2)，2、3號(hào)小層滲透率級(jí)差1.84，歷年吸水剖面變化大，2014年9月對(duì)SW8-8實(shí)施分注，分注后吸水剖面顯示層間吸水情況趨于平衡。

2)平面非均質(zhì)性

根據(jù)示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示，SW8-8井組油水井具有較好的連通對(duì)應(yīng)關(guān)系，但由于注入水長(zhǎng)期沖刷加劇了儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性，使油、水井間平面前緣水線突進(jìn)速度相對(duì)差異較大(見表1)，最快達(dá)到37.4 m/d，最慢的為13.8 m/d，同一井區(qū)不同方向上油井含水差別很大，可達(dá)30%以上。

表1 SW8-8井組對(duì)應(yīng)油井動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)情況表

2.2裂縫強(qiáng)度

井區(qū)內(nèi)進(jìn)行壓裂裂縫實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)的井共6口，監(jiān)測(cè)解釋結(jié)果顯示該區(qū)壓裂產(chǎn)生的主裂縫均為北東向，從示蹤劑擬合的結(jié)果來(lái)看(見表2)，裂縫的存在，改變儲(chǔ)層的滲透方向和能力，影響了地下油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律，形成注入水的低效無(wú)效循環(huán)通道。

表2 SW8-8井組示蹤劑擬合結(jié)果

同時(shí)裂縫對(duì)隔層也有較大影響，即使巖性上封隔能力很強(qiáng)的隔層，當(dāng)存在裂縫時(shí)，也可以降低甚至失去其封隔能力，甚至出現(xiàn)竄層，以SW8-4-2井為例，SW8-8井對(duì)其沙河子組2、3號(hào)小層注水，由于裂縫的存在，導(dǎo)致注水水竄逸到基底，SW8-4-2井基底分層含水達(dá)到95.4%，成為主產(chǎn)水層。

2.3井網(wǎng)井距

根據(jù)SW8-8井組試采特征，將試采設(shè)計(jì)的正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)調(diào)整為150 m×450 m菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，井排方向與裂縫方向平行。設(shè)計(jì)井網(wǎng)可延緩了角井水淹時(shí)間，增加了邊井受效程度，由于放大了裂縫方向的井距，可提高壓裂改造規(guī)模[4]。但在老井網(wǎng)存在的條件下，形成了固定流線導(dǎo)致注入水低效循環(huán)，井間存在較大的剩余油滯留區(qū)。

2.4采液強(qiáng)度

通過(guò)功圖折算出井組內(nèi)各油井泵的實(shí)際排量，計(jì)算出每米油層的采液強(qiáng)度(見表3)，其中采液強(qiáng)度最大的SW8井達(dá)到1.19 m3/m·d，是最小的SW8-6-4井的2倍以上。

3 治理對(duì)策及可行性分析

通過(guò)分析認(rèn)為最重要影響因素為平面矛盾，而采液強(qiáng)度不均衡和優(yōu)勢(shì)滲流通道形成是平面矛盾的主導(dǎo)因素。確定高含水的治理方向應(yīng)以水動(dòng)力學(xué)方法引導(dǎo)水線方向、擴(kuò)大波及體積的均衡對(duì)策為主。

表3 SW8-8井組油井采液強(qiáng)度計(jì)算結(jié)果

3.1油井參數(shù)優(yōu)化

通過(guò)注采系統(tǒng)調(diào)整等方式，控制高滲透方向的注水量和產(chǎn)液量，改變液流方向，加強(qiáng)低滲透方向的注水產(chǎn)液強(qiáng)度，通過(guò)平面上的注水產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整，實(shí)現(xiàn)各方向上的均衡開采，改善井區(qū)及整個(gè)開發(fā)區(qū)的開發(fā)效果[5,6]。整個(gè)區(qū)塊平均采液強(qiáng)度由0.76 m3/m·d下降至0.56 m3/m·d，井組綜合含水率下降6.29%，預(yù)計(jì)全年節(jié)省電費(fèi)3.4萬(wàn)元(見表4)。

表4 SW8-8井組油井調(diào)整前后采液強(qiáng)度計(jì)算結(jié)果

3.2選擇性封堵改變水驅(qū)方向

目前僅靠?jī)?yōu)化生產(chǎn)參數(shù)主要降低了主流線上的注入水推進(jìn)速度，改變水驅(qū)方向需選擇性封堵大孔道[7]。 空氣泡沫調(diào)堵體系利用空氣加起泡劑經(jīng)氣液接觸后產(chǎn)生泡沫作為調(diào)剖劑,增加了高滲透條帶的流動(dòng)阻力，從而提高了波及體積。通過(guò)室內(nèi)巖芯流動(dòng)實(shí)驗(yàn)或半經(jīng)驗(yàn)公式，可以確定不同滲透率油層可進(jìn)入的聚合物分子量上限[8]。

對(duì)于七棵樹低孔特低滲透油藏來(lái)說(shuō)，孔喉中值半徑平均1.55 μm。為了使聚合物不堵塞基質(zhì)巖心孔隙，應(yīng)選用1 200×104高分子量聚合物，同時(shí)輔助起到封堵裂縫作用，又因?yàn)榫酆衔锏募尤霑?huì)增加體相粘度，起到穩(wěn)泡作用[9,10]。依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)及室內(nèi)實(shí)驗(yàn)泡沫封堵體系選擇注入0.4 PV。

1)調(diào)剖劑用量計(jì)算

調(diào)剖劑用量Q計(jì)算公式為：

其中：re為控制半徑，是水井到周圍油井的距離的平均值，H為有效厚度。

注入0.4 PV泡沫時(shí)，SW8-8井所需調(diào)剖劑用量為4 012.17 t。

2)累積增油量及措施有效期計(jì)算

累積增油量的確定與原始儲(chǔ)量和注入泡沫體系配方所提高采收率的幅度值相關(guān)，二者乘積即為所求的累積增油量值。依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)及室內(nèi)實(shí)驗(yàn)注入0.4 PV泡沫體系時(shí)，提高采收率幅度值為1.5%，累積增油量2 572.48 t。

3)單位成本計(jì)算

基于發(fā)泡劑、聚合物的封堵體系的用量及增油量計(jì)算噸油成本(見表5)。計(jì)算的單位成本為234.04元/t。

表5 SW8-8井泡沫封堵措施單位成本計(jì)算

4 結(jié)論

1)七棵樹油田產(chǎn)液結(jié)構(gòu)不均衡，含水上升速度快，高含水井主要集中在SW8中心井組。

2)高含水主要影響因素為平面矛盾，而采液強(qiáng)度不均衡和主流線上優(yōu)勢(shì)滲流通道的形成是平面矛盾的主導(dǎo)因素。

3)通過(guò)參數(shù)優(yōu)化改變主流線上注水強(qiáng)度，區(qū)塊平均采液強(qiáng)度由0.76 m3/m·d下降至0.56 m3/m·d，井組綜合含水率下降6.29%，預(yù)計(jì)全年節(jié)省電費(fèi)3.4萬(wàn)元。

4)提出依靠泡沫體系選擇性封堵來(lái)改變液流方向擴(kuò)大波及體積的建議，預(yù)測(cè)累計(jì)增油2 572.48 t，計(jì)算單位成本234.04元/t。

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InfluencingFactorsandCountermeasuresofRapidIncreaseofWaterContentinQikeshuLow-PermeabilityOilfield

ZHAO Hai-bo, LI Peng

(Northeast Oil & Gas Branch, SINOPEC, Changchun 130062, Jilin, China)

In the Qikeshu oilfield, the problem of unbalanced liquid production structure and excessive water content rising was analyzed. According to the production dynamic data and oil and water well monitoring data, the high water cut wells in the central well group were treated. Through analyzing the factors such as reservoir heterogeneity, fracture strength, well spacing, well strength and so on, the main influencing factors are clarified. By analyzing the plane contradiction (the fastest advance of the front line is 37.4 m/d and the slowest is 13.8 m/d) caused by the unevenness of the liquid (maximum of 1.19 m3/m·d and the minimum 0.5 m3/m·d, the liquid decreased from 0.76 m3/m·d to 0.56 m3/m·d is proposed. According to reservoir permeability, formation temperature, formation fluid properties, fracture characteristics and development law, combined with the mechanism of profile control agent, a foam plugging scheme, we forecast the effect and the input-output situation of the project. The predictive injection of 0.4 PV foam system improves the recovery rate of 1.5%, and the unit operating costs reduced to 234.04 yuan/ton, which has guiding suggestion for the economic development of Qikeshu Oilfield.

Qikeshu oilfield; strength of liquid; plane contradiction; selective blocking; swept volume

TE357

B

1008-9446(2017)05-0001-05

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(西非深水油田注采參數(shù)優(yōu)化及單井產(chǎn)能預(yù)測(cè)研究): 2011ZX05030-005-04；中國(guó)石油化工股份有限公司油氣開發(fā)重要先導(dǎo)項(xiàng)目(腰英臺(tái)油田CO2驅(qū)油先導(dǎo)試驗(yàn)動(dòng)態(tài)分析及評(píng)價(jià)): KF-2010-18

2017-02-09

趙海波(1970-)，男，吉林長(zhǎng)春人，助理工程師，主要從事油氣田開發(fā)工程相關(guān)的研究工作,E-mail：zhaohb.dbsj@sinopec.com。