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        復雜斷塊砂巖油藏精細注水開發(fā)實踐

        2019-10-21 07:44:55程殿章趙金梁
        中國化工貿(mào)易·下旬刊 2019年9期

        程殿章 趙金梁

        摘 要:南堡1-3中深區(qū)塊實施滾動開發(fā)后,初期天然能量開采遞減較快,水井工作量滯后,井網(wǎng)部署較不規(guī)則,油井地層能量得不到有效補充。地層連通關系復雜,且平面、層間矛盾突出,對應油井未見明顯受效反映;通過綜合調整方案的實施,優(yōu)化注采關系,緩解了平面矛盾,改善水驅控制及動用程度,為區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)提供了有力保證。

        關鍵詞:動態(tài)分析;層間矛盾;井網(wǎng)調整;水井遇阻

        1 井組概況

        1.1 井組油藏概況

        該井組位于位于1-3區(qū)101X18斷塊,整體構造特征為受1號斷層控制的北東走向的斷鼻構造,主要發(fā)育受南堡斷層控制的補償斷層,其Ed1Ⅰ油組為正旋回沉積,細砂巖與泥巖互層。東一段整體反映出沉積水體逐漸變淺再變深的過程。NgⅣ地層由于受玄武巖發(fā)育影響,旋回特征不明顯。含油層位NgⅣ及Ed1,油藏埋深2500-2700m,館陶組為辮狀河砂體,平均孔隙度24.5%,平均滲透率221.4×10-3μm2;東一段為三角洲前緣沉積,平均孔隙度20.7%,平均滲透率45.3×10-3μm2;原油性質為常規(guī)稀油,油藏類型為受構造控制的層狀構造巖性油藏。

        1.2 井組儲量分布

        101X18斷塊主要開發(fā)層系為NgⅣ+Ed1Ⅰ+Ⅱ油組,其中NgⅣ②、Ed1Ⅰ②、Ed1Ⅱ①為主力小層,517井組控制地質儲量22.47萬t,累計產(chǎn)油3.64萬t,采出程度16.19%,剩余可采儲量0.86萬t。

        1.3 井組開發(fā)現(xiàn)狀

        517井組位于1-3區(qū)101X18斷塊。目前為一注兩采式井網(wǎng)。其中包括注水井517,采油井504、530。本井組目前517正常注水;相鄰兩口油井530補孔后產(chǎn)量較高,504目前重射措施正排液。

        1.4 井組連通情況

        該井組生產(chǎn)層位屬于中孔中低滲儲層,儲層孔隙度變化不大,平均孔隙度22.3%,油藏非均質性較強,滲透率差異較大,主要體現(xiàn)于縱向上NgⅣ②1及Ed1Ⅱ①1小層遠高于相鄰層位。

        2 存在問題與對策

        2.1 水井測試遇阻,未滿足資料錄取及層間配注要求

        517井新井一級兩段投注期間長期頂壓注水欠注,注入水量未達到配注要求,地層虧空較為嚴重;完善分注后三級四段注水,初期頂壓注水欠注原因主要受偏三和偏四調節(jié)裝置失效影響,本井2018年7月組織測試,結果顯示偏Ⅰ、偏Ⅱ、偏Ⅲ、偏Ⅳ均達到配注要求。2018年8月測吸水剖面,2018年10月及12月通井,儀器測試遇阻。

        治理對策:

        2.1.1 分析遇阻位置,及時測試落實遇阻原因

        517井目前三級四段分注,2018年8月測吸水剖面,儀器于2599m遇阻,2018年10月及12月通井,儀器于2596m遇阻。水井測試遇阻后,組織如下措施分析遇阻原因:

        ①2018.10日打鉛印下至2130m時軟遇阻,反復活動后通過,再次下放至2593m硬遇阻,反復活動無法通過,起出儀器無明顯油污;

        ②2018.10高壓自循環(huán)洗井,吸入水17方/h,洗出水4方/h,洗井壓力油套壓0/15.8MPa,井口返灰漿,管柱未洗通;

        ③打鉛印,鉛印在2596m遇阻,起出鉛印邊緣有明顯磕痕,通過洗井結果及通井打鉛印分析認為本井井下管柱結垢、有異物影響;

        2.1.2 水井酸洗,治理測試遇阻

        水井測試通井遇阻,通過洗井結果及通井打鉛印分析認為本井井下管柱結垢、有異物影響,下步建議連續(xù)油管酸洗、滿足資料錄取及層間配注要求。

        2.2 連通關系有待確定

        504井投產(chǎn)以來長期處于低液量、低含水、供液不足的井口生產(chǎn)情況,除水井欠注因素影響外,分析可能本井各生產(chǎn)小層相對于鄰近斷層所處位置有待調整,油水井間連通關系有待確定。

        治理對策:確定連通關系,采取井間示蹤。為確定油水井對應連通關系,建議517底部三段分別進行示蹤劑檢測,觀察油井504及領井見劑情況,判斷油井受效方向,分析相鄰油井相對于鄰近斷層所處位置,為下一步精細化注水調控提供有力依據(jù)。

        2.3 注采井距過近,井網(wǎng)有待調整

        517井第一段NgⅣ②17、19#層目前為鄰井530的13-17#層注水,本井與530井距過近,僅為56.1m,由于兩井連通關系較好,且注采層位為中高孔中滲儲層,物性較好,若持續(xù)注水可能會造成油層非均質性加劇,530井水淹速度加快,油藏采收率降低。

        治理對策:調整注采井網(wǎng),轉注NP101X18井。由于該井與517井距過近,僅為56.1m,下步建議轉注該井NgⅣ②的25、26、28#小層,完善該區(qū)域注采井網(wǎng),彌補NgⅣ②地層虧空能量。NP101X18井轉注后預計可增加注采井網(wǎng)控制儲量0.93萬t,水驅控制儲量2.56萬t,水驅動用儲量7.33萬t;預計可提高1-3中深水驅控制程度0.8%,水驅動用程度2.3%。

        2.4 油井措施潛力

        ①1、504加密觀察:504找水重射后目前已累計排液570方,井口未見油,水性結果顯示NaHCO3,氯離子897,總礦6842,下步建議加密跟蹤504井生產(chǎn)動態(tài),分析擠封重射作業(yè)是否見效,見油后及時調整合理參數(shù)生產(chǎn);

        ②530調整參數(shù):本井補孔后初期生產(chǎn)情況較好,但近期功圖顯示輕微供液不足,下步建議調小參生產(chǎn)。

        參考文獻:

        [1]高怡玲.南堡油田1號構造1-1區(qū)東一段早期油藏描述[D].北京:中國石油大學,2009.

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