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        新寨油區(qū)東部長(zhǎng)8 油藏周期注水研究

        2022-03-27 08:48:48李文斌
        石油化工建設(shè) 2022年12期
        關(guān)鍵詞:井網(wǎng)水井砂體

        洪 曦 李文斌 王 劍

        延長(zhǎng)油田股份有限公司吳起采油廠 陜西延安 717600

        1 地質(zhì)概況

        研究區(qū)位于新寨油區(qū)東部,層位長(zhǎng)81,2008 年投入勘探開發(fā)。平均砂巖厚度12m,儲(chǔ)層平均孔隙度10.1%,平均滲透率0.41×10-3μm2,裂縫較發(fā)育,油藏平均埋深2260m,面積4.92km2,地質(zhì)儲(chǔ)量126.33×104t。

        長(zhǎng)81 沉積期受秦嶺隆升造成的基底緩慢抬升影響,水體逐漸變淺,湖岸線從南、北兩個(gè)方向向半深湖推進(jìn);大面積的水上平原取代長(zhǎng)82 時(shí)期的淺水三角洲前緣沉積,湖水消退形成湖灣。砂體厚度最小值為6m,最大值為20m,平均厚度為12m。從長(zhǎng)81 砂體平面展布圖來看,本區(qū)砂體展布方向大致為近北東- 南西向,砂體總體上呈條席狀展布;但局部區(qū)域存在差異,如在旗勝20- 28 井區(qū)、20- 64 井區(qū)砂體發(fā)育好,整體上砂體連通性好,厚度均在13m 以上。

        研究區(qū)長(zhǎng)81 油藏屬于典型的低孔- 低滲巖性油藏,油層沿主砂體呈帶狀分布,油層展布受控于砂體形態(tài)和物性變化,油水分異不明顯,無統(tǒng)一的油水界面,儲(chǔ)層內(nèi)為油水混儲(chǔ)。長(zhǎng)81 在試驗(yàn)區(qū)東部、中部偏西砂體沉積厚,物性較好,電阻率、雙感應(yīng)明顯上升,屬于油氣富集區(qū)。

        2 開發(fā)狀況

        2.1 開發(fā)特征

        目前采油井53 口,開井?dāng)?shù)15 口,油井利用率28.3%,平均單井日產(chǎn)油0.56t,綜合含水26.4%;采出程度3.14%,自然遞減率為14%。注水井13 口,開井11 口,平均單井日注水量10.7m3,累計(jì)注采比2.37。

        2.2 開發(fā)中存在問題

        2.2.1 油井投產(chǎn)后遞減幅度大

        對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)8 層53 口油井投產(chǎn)初期產(chǎn)量進(jìn)行分析,初期平均產(chǎn)液3.97m3/ d,初產(chǎn)油2.1t/ d,含水37.8%。均采用水力壓裂工藝,單層加砂量為30m3。開采20d 后產(chǎn)量開始大幅降低,液量穩(wěn)定在1m3/ d,油量穩(wěn)定在0.65t/ d。

        2.2.2 停產(chǎn)井、低產(chǎn)井比例較高

        研究區(qū)目前開井15 口,單井日產(chǎn)小于0.5t 井有9口,平均值為0.47t;介于0.5~1.0t 的有6 口,平均值為0.69t。研究區(qū)共有油井53 口,關(guān)停井48 口,其中高含水停抽10 口,不上液斷桿停抽38 口,這些低產(chǎn)井主力層已經(jīng)射孔并壓裂,注水見效不明顯??傮w油井利用率低,油井投產(chǎn)后降產(chǎn)快,遞減大,注水見效期長(zhǎng),油井見效差,甚至不見效。

        3 周期注水機(jī)理

        周期注水是在現(xiàn)有井網(wǎng)基礎(chǔ)上有規(guī)律地改變油水井工作制度的一種注水開發(fā)方式,它以井組為單元,輪流改變其注入方式。在油層中建立不穩(wěn)定的壓力場(chǎng),促使原來未被水波及的儲(chǔ)層部位投入開發(fā),從而提高非均質(zhì)儲(chǔ)層的波及系數(shù)和掃油效率來提高原油采收率。

        周期注水分為注水升壓和停注降壓兩個(gè)階段。在注水升壓階段,注入水使裂縫系統(tǒng)的壓力高于基質(zhì)區(qū),從而在裂縫與基質(zhì)區(qū)之間產(chǎn)生有效的驅(qū)替壓力梯度;在驅(qū)替壓差和毛細(xì)管力的雙重作用下,一部分油從裂縫系統(tǒng)進(jìn)入基質(zhì)較深部位的含油孔隙中。此階段會(huì)暫時(shí)阻礙基質(zhì)與裂縫間的滲吸排油作用。在停注降壓階段,裂縫系統(tǒng)的壓力低于基質(zhì)區(qū),基質(zhì)中的原油和水流向裂縫系統(tǒng),在驅(qū)替壓差和毛細(xì)管滲吸作用下,注入水滯留于基質(zhì)區(qū)中,從而替換出等量的原油。周期注水強(qiáng)化了基質(zhì)區(qū)的滲吸排油速度與深度,從而改善了油藏的增產(chǎn)效果。

        4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

        4.1 選井原則

        (1)避開新建產(chǎn)能井區(qū);

        (2)不選擇分層注水井;

        (3)注采井網(wǎng)完善,注采對(duì)應(yīng)率較高。

        根據(jù)以上原則選擇4 個(gè)注水井組(20- 73- 4、20- 82- 6、20- 86- 4、20- 86- 5)進(jìn)行周期注水,涉及對(duì)應(yīng)采油井20 口。通過周期注水,恢復(fù)地層壓力,形成有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng),使得此地層的油水重新分布,提高油井的產(chǎn)量。

        研究區(qū)依據(jù)選井原則選取4 口注水井進(jìn)行周期注水,目前日配注32m3,涉及采油井20 口,開井2 口,日產(chǎn)液3.24m3,日產(chǎn)油2.87 t,綜合含水4.3%。

        4.2 周期注水參數(shù)論證

        4.2.1 注水周期

        理論注水周期按式(1)計(jì)算。

        式中:T——注水周期;

        L——前緣推進(jìn)距離;

        Μ——注入水黏度;

        Ct——地層綜合壓縮系數(shù);

        K——地層滲透率。

        式(1)說明地層的彈性越差,周期就越短;油層滲透率越高,周期也越短。將注水井與采油井間的距離130~500m、注入水黏度1.0mPa·s、地層綜合壓縮系數(shù)19.4×10-4MPa-1、滲透率0.41×10-3μm2代入式(1),得到周期注水周期為39.9~186d,平均93d。

        根據(jù)俞啟泰總結(jié)周期注水開發(fā)經(jīng)驗(yàn)表明,周期注水降壓和升壓兩個(gè)半周期,應(yīng)當(dāng)采用不對(duì)稱周期,降壓升壓半周期比例不應(yīng)該超過0.5。研究表明,降壓、升壓半周期比例在1~3 之間時(shí),采收率僅增長(zhǎng)0.5%,而開發(fā)時(shí)間增長(zhǎng)30a 以上。因此,新寨長(zhǎng)8 油藏注水周期設(shè)計(jì)為3 個(gè)月(約90d),其中升壓周期1 個(gè)月,降壓周期2 個(gè)月。

        4.2.2 周期注水注水量

        周期注水注水量計(jì)算見式(2)。

        式中:Wi——注水量;

        A——井組面積;

        H——砂體厚度;

        Φ——孔隙度;

        Cw——地層水壓縮系數(shù),4.2×10-4MPa-1;

        P0——地層變化前的壓力;

        Pi——地層變化后的壓力。

        將井組面積4.69km2、砂體厚度12m、孔隙度11.3%、地層水壓縮系數(shù)4.2×10-4MPa-1(65℃時(shí)壓縮系數(shù))、地層變化前的壓力16.8MPa、地層變化后的壓力18.5MPa 代入式(2)中。計(jì)算得到,使地層壓力上升至原來的110%時(shí),需注入水量2752m3。

        4.3 注水井實(shí)施方案

        研究區(qū)試驗(yàn)注水井設(shè)計(jì)的升壓周期與降壓周期比為1∶2,并且保證注水井開井率。根據(jù)周期注水參數(shù)計(jì)算,得出新寨東部長(zhǎng)8 油藏周期注水的注水周期、壓力波動(dòng)幅度和注水量等,根據(jù)計(jì)算結(jié)果制定了實(shí)施方案(表1)。

        表1 新寨東部長(zhǎng)8 周期注水試驗(yàn)實(shí)施方案

        4.4 周期注水效果評(píng)價(jià)

        2019 年9 月開始周期注水,周期注水方案為:在注水井開始注水時(shí),采油井動(dòng)態(tài)關(guān)停;當(dāng)采油井動(dòng)液面上升時(shí),注水井停注,采油井開始燜井;當(dāng)采油井動(dòng)液面趨于穩(wěn)定時(shí),燜井結(jié)束,采油井開始采油。

        現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施時(shí),當(dāng)累注水量達(dá)到2480m3時(shí),采油井動(dòng)液面急劇上升,注水井立即停注,壓力波動(dòng)幅度為原地層壓力的107%。分析認(rèn)為,井組裂縫發(fā)育導(dǎo)致注入水沿裂縫竄至生產(chǎn)井。

        目前恢復(fù)采油井5 口,對(duì)比油井同期產(chǎn)量,開抽后4口油井見效。相同生產(chǎn)時(shí)效下,同期產(chǎn)量較周期注水前有所上升,平均單井增油0.48t/ d。見效油井液量含水均有上升,符合見效特征。其中20- 73- 5 與20- 76- 5 井分布北東南西向,見效特征明顯,且見效時(shí)間最長(zhǎng)。結(jié)果如表2所示。

        表2 研究區(qū)恢復(fù)井同期產(chǎn)量對(duì)比表

        5 結(jié)語

        根據(jù)已經(jīng)注水的井網(wǎng)來看,東西向的油水井排的井網(wǎng)容易形成水竄通道。前期采油井注水見效,產(chǎn)量提高,注水后期形成高水淹通道。因此,在后期的開發(fā)過程中,對(duì)于已經(jīng)形成的井網(wǎng),油水井排要盡量控制油水井的壓裂規(guī)模,油井排要適當(dāng)加大壓裂規(guī)模,盡可能大地造注水的波及體積。

        研究區(qū)長(zhǎng)8 油藏采油井油井利用率低,關(guān)停原因主要為低產(chǎn)低效,注水見效差。認(rèn)為新寨長(zhǎng)8 油藏500×130井網(wǎng)不利于注水開發(fā),建議布井過程中適當(dāng)拉大東西方向井距,縮小南北方井距。

        通過新寨油區(qū)長(zhǎng)8 油藏開展的周期注水試驗(yàn),試確定了周期注水參數(shù):注水周期93d 注水量2480m3,壓力波動(dòng)至原始地層壓力110%。周期注水試驗(yàn)井組中3 口油井增油效果顯著,周期注水有利于提高最終采收率。

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