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        改善錦16興特高含水期注水開發(fā)效果的主要方法

        2021-12-11 11:02:33田沛
        油氣·石油與天然氣科學 2021年12期

        摘要:錦16塊興隆臺油層是遼河油田典型的高孔高滲注水開發(fā)主力區(qū)塊,投入開發(fā)以來,采用強注強采的生產方式,油水井間形成滲流優(yōu)勢通道,油井見效期后,含水上升速度加快,注入水利用率低,導致注入水無效循環(huán)。目前已經進入特高含水期,油、水分布變得異常復雜。油層平面、層間及層內矛盾不斷加劇,只有不斷地完善注采系統(tǒng),結合動態(tài)監(jiān)測資料,實施動態(tài)分析,通過注采結構調整和配套的綜合治理措施,才能實現(xiàn)油藏高效開發(fā)。

        關鍵詞:特高含水期;注采井網;增排;注入水利用率

        一、油藏概況

        錦16(東)塊興隆臺油層位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡喜嶺油田南部,儲層為新生界下第三系沙河街組沙一下—沙二地層,位于西八千三角洲前緣河口砂壩壩河部位。含油面積2.08km2,石油地質儲量1462×104t, 可采儲量747萬噸,油層埋深-1255m~-1460m。巖性以厚層粉~粗砂巖和細礫砂巖為主,劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三個油層組,17個砂巖組,33個小層。其中興Ⅱ油層組8個小層,興Ⅲ油層組10個小層。單層最大厚度20.8m,一般為5m左右,平均油層有效厚度36.2m。儲層平均孔隙度29.1%,空氣滲透率2.201μm2,有效滲透率0.75μm2。巖石固結程度差,泥質膠結為主,泥質含量12.4%。該區(qū)地層原油密度(20℃)0.9317g/cm3,粘度(50℃)72.78mpa.s,凝固點-21℃,含蠟量3.48%,膠質瀝青質含量18.21%,地層原油密度0.8785g/cm3,粘度14.3mpa.s,油水粘度比較大為24.6,飽和壓力12.4Mpa,體積系數(shù)1.1037,原始氣油比42.0m3/t。

        1.1開發(fā)歷程

        按綜合含水率變化情況,錦16興開發(fā)階段可劃分為四個階段:低含水開發(fā)階段(0—20%)、中含水開發(fā)階段(20%—60%)、高含水開發(fā)階段(60%—90%)和特高含水開發(fā)階段(90%—)。目前區(qū)塊綜合含水已高達96.8%,處于特高含水開發(fā)后期。

        1.2開采現(xiàn)狀

        截止2015年6月,錦16(東)興隆臺油層共有油井74口,開井60口,日產液4525m3,日產油160t,綜合含水96.5%,采油速度0.41%,注水井總井21口,開井19口,日注水3656m3,月注采比0.82,累計注采比1.1。

        二、存在的主要問題

        2.1油層層間、平面矛盾日益突出

        錦16興塊垂向上油層多、層間差異大,從而造成生產中的層間干擾現(xiàn)象日益加劇。興Ⅱ1-2小層滲透率為964×10-3μm2,興Ⅱ3-4小層滲透率為730×10-3μm2,興Ⅱ5-6小層滲透率為128×10-3μm2,興Ⅱ7-8小層滲透率為95×10-3μm2,興Ⅱ平均滲透率為566×10-3μm2,變異系數(shù)為0.86,極差為10.15變異系數(shù)較高。

        2.2注采比不合理,注采不平衡

        根據(jù)注采比與地層壓力關系得出:當注采比在1.05-1.15時,地層壓力保持在12.6-13.2MPa,油井含水上升速度較慢;當注采比大于1.2后,地層壓力恢復到原始地層壓力附近,油井含水上升速度加劇;當注采比小于1.0時,滿足不了油井提液要求。合理注采比的確定應能滿足產液量合理增長,以及地層壓力得以保持或合理恢復的需要,目前區(qū)塊水驅注入強度和采液強度不同部位存在差異。個別井區(qū)注采比最高已達到1. 86,最低為0.78,注采不均衡。

        2.3注采丼網不合理,油水井對應關系差,吸水不均衡

        有5個井組注采井網不完善,其中缺乏注水井點井組2個,如錦2-2-205井采油層位興Ⅱ1-2,周邊無對應注水井,導致井組水驅低效,油井供液能力差;注采剖面對應關系較差、吸水不均3個井組,如錦16-于H21C井組,油井采油層位和主要吸水層為不匹配,導致主要產油層生產狀況差。

        三、改善注水開發(fā)效果的主要做法

        3.1通過油井轉注、恢復注水等方法完善注采井網

        針對注采井網不完善現(xiàn)象,2013年以來油井轉注2口(錦2-4-6、錦2-2-05C),恢復注水1口(錦2-5-236),實施細分注水5口(丙4-更126、錦2-4-307、錦2-5-127、錦2-3-325、錦2-4-316),合理調整了縱向注采結構,提高了水驅動用程度。

        3.2優(yōu)選油井實施提液增排,保持注采平衡

        2014年以來通過對全區(qū)塊油水井進行重新對比分析,細化到層系、井組、小層,分析每個油層巖性、厚度和滲透率在平面上、縱向上的變化,從而掌握了每個井組注采現(xiàn)狀,根據(jù)油井供液能力,確定油井合理工作參數(shù),使油井在合理壓差下工作。2014年以來調參24井次,日增液403m3,日增油13.5t,累計增油1094t。

        3.3利用新技術,挖掘剩余油可采儲量

        針對層間矛盾突出,滲流優(yōu)勢通道嚴重,注入水無效循環(huán)的現(xiàn)象。 2013年7月在合采區(qū)平面上構造簡單、縱向上油層發(fā)育厚度較大的部位優(yōu)選歡2-22-5井區(qū)3個井組實施微球調驅試驗,共涉及注水井3口,油井10口,采用不規(guī)則注采井網,實現(xiàn)雙向受效井4口,單向受效井6口;縱向上選擇興Ⅱ1-4小層,采取先“堵”后“改向”的方式,封堵水驅優(yōu)勢方向,改變注入劑驅替方向,分三段塞注入。其中油井歡2-22-05 日產油由5.1t上升到最高時13.7t,含水由95.5%下降到87.5%,累增油815t,井組日增油13.5噸,累計增油2145噸。同時在對歡2-22-5井區(qū)剩余油分析的基礎上,實施側鉆1井次(23-6C)、補層2井次(1-306C2、24-4),累計增油2246噸。

        四、實施效果評價

        (1)區(qū)塊日產油從2013年1月的112t上升到目前160t,日產液從3732m3上升到4525m3,實現(xiàn)穩(wěn)中有升的趨勢。

        (2)采油速度從0.28%提高到0.41%,自然遞減率從2.5%下降到目前-10.2%。

        五、認識

        “今天的注水就是明天的產量”,我們應該意識到注水的重要性,“注好水,注夠水”。其次,根據(jù)錦16塊油井生產情況,進一步細分層系、重組注水,解決層間、層內矛盾,及時調整注采井網,完善注水井網,提高注水有效率,使錦16塊特高含水期得以穩(wěn)產增產,創(chuàng)造更多的經濟效益。

        參考文獻:

        [1]劉斌.歡喜嶺油田錦16塊開發(fā)調整效果分析及認識[J].石油勘探與開發(fā),1999,(2).

        作者簡介:

        田沛(1986—),男,中油遼河油田公司工程師,2009年畢業(yè)于西南石油大學石油工程專業(yè)。

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