雷64塊巨厚塊狀稀油油藏高效開發(fā)實踐

陳志軍

(中國石油遼河油田公司高升采油廠,遼寧盤錦124125)

雷64塊巨厚塊狀稀油油藏高效開發(fā)實踐

陳志軍

(中國石油遼河油田公司高升采油廠,遼寧盤錦124125)

雷64斷塊為一深層巨厚塊狀砂礫巖底水稀油油藏,具有埋藏深、厚度大、呈塊狀、低滲透等特點,另外早期地震資料品質(zhì)差,對構(gòu)造、儲層的認識受到限制,這些不利因素給油田開發(fā)帶來一定困難。為此,通過新采集地震資料、VSP測井、動態(tài)認識、動態(tài)監(jiān)測,在早期“產(chǎn)能建設(shè)與注水同步”獲得成功經(jīng)驗的基礎(chǔ)上,及時落實構(gòu)造與儲層,調(diào)整注采系統(tǒng);研究隔夾層發(fā)育規(guī)律,調(diào)整注水開發(fā)方式;同時配以增壓、增注、改善水質(zhì)等措施,有效提高了區(qū)塊整體開發(fā)水平,采油速度達到2.5%以上,最終采收率由23.0%提高到41.9%。

高升油田;雷64塊;注水開發(fā)

雷64斷塊是遼河油區(qū)2002年發(fā)現(xiàn)的油層巨厚、儲量較大的上產(chǎn)區(qū)塊,構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷陳家洼陷北部地區(qū),為一巨厚塊狀砂礫巖底水稀油油藏。完鉆的第一口探井在S3地層鉆遇巨厚油層,解釋油層厚度為182.3 m,初期10 mm油嘴試油,日產(chǎn)油112 t,日產(chǎn)氣11 000 m3,獲得了探明石油地質(zhì)儲量超過一千萬噸的喜人成果。但隨著開發(fā)的深入,暴露出構(gòu)造及儲層不落實,油井受效情況不清,底部注水開發(fā)上層系無能量補充的矛盾,注采井網(wǎng)、及底部注水開發(fā)方式急需調(diào)整。為此,展開了油藏精細描述、注水方式以及配套工藝措施方面的技術(shù)攻關(guān)與實踐。

1 地質(zhì)特征及開發(fā)簡況

1.1 地質(zhì)特征

1.1.1 油藏埋藏深、厚度大[1]

雷64塊為一背斜構(gòu)造,構(gòu)造高點在斷塊中部,主要含油層系為S3下蓮花油層,油藏埋藏深度為1 930～2 222 m。平面上砂體呈扇狀分布,自東向西砂體厚度逐漸變薄;縱向上有厚度巨大特點,地層厚度400～450 m,平均油層厚度112 m,在油層中部單層最厚可達167.5 m。

1.1.2 油層物性差,屬于中孔中低滲儲層

通過巖心常規(guī)分析,雷64塊有效孔隙度最大值19.7%,最小值3.6%,平均值13.7%;有效滲透率最大值 76.9×10-3μm2,最小值 1.0×10-3μm2,平均值為21.9×10-3μm2。根據(jù)雷64井區(qū)完鉆井測井資料分析結(jié)果,沙三下儲層的平均有效孔隙度為11.2%,平均滲透率為38.2×10-3μm2,油層物性較差。

1.1.3 原油物性好,地飽壓差小

雷64井區(qū)原油性質(zhì)較好,為稀油。據(jù)高壓物性統(tǒng)計分析,地層條件下原油粘度小于0.5 m Pa·s,原油密度0.7410 g/cm3,體積系數(shù)1.2915,壓縮系數(shù)135.1×10-5M Pa-1,一次脫氣氣油比為114.1 m3/t。20℃地面原油密度在0.860～0.883 g/cm3之間,平均為0.868 g/cm3;50℃地面原油粘度在13.97～37.22 m Pa·s之間,平均為19.22 m Pa·s;凝固點在20～33℃之間,平均為26.4℃;含蠟在6.29%～16.67%之間,平均為10.03%;膠質(zhì)瀝青質(zhì)在7.53%～38.98%之間,平均為21.61%。原始地層壓力為20.31 M Pa(2 053.5 m),飽和壓力17.3 M Pa,地飽壓差僅3.01 M Pa。

1.1.4 儲層敏感性適于注水開發(fā)[2]

儲層潤濕性分析表明,相對水濕最大99.8%,最小82.3%,9塊樣品中有7塊潤濕程度為強親水,2塊為親水,說明雷64塊S3下儲層的巖石潤濕特性主要為強親水型。從雷64塊各項敏感性測定結(jié)果來看:其水敏屬于中等偏強敏感性,速敏屬于弱速敏,鹽敏的臨界鹽度在5 000 mg/L以下,適于注水開發(fā)。

1.2 開發(fā)簡況

2002年4月,雷64井在沙三段蓮花油層獲良好油氣顯示,測井解釋油層182.3 m/2層,射開23 m/1層,用10 mm油嘴求產(chǎn),日產(chǎn)油112 t,日產(chǎn)氣11 000 m3。雷64井獲高產(chǎn)工業(yè)油流之后,相繼部署開發(fā)控制井雷64-28-22及開發(fā)評價井雷64-22-20、雷64-30-28,均獲高產(chǎn)工業(yè)油流,從而發(fā)現(xiàn)雷64巨厚塊狀底水油藏。2002年7月雷64區(qū)塊正式投入開發(fā)部署,按一套開發(fā)層系300 m井距正方形井網(wǎng)進行整體部署開發(fā)井19口。油井開抽后表現(xiàn)出初期產(chǎn)量高,但因地層能量不充足(地飽壓差小、底水能量不充足),產(chǎn)量遞減快,油層嚴重脫氣。針對開發(fā)中暴露出的問題,2003年5月調(diào)整為兩套層系210 m注采井網(wǎng)整體開發(fā)[3]。2004年1月注水,因隔夾層不發(fā)育,確定一套層系邊底部注水開發(fā)方式。

截止2010年6月共投產(chǎn)油井40口,開井40口,日產(chǎn)油365 t,綜合含水35%,采油速度2.82%,剩余可采儲量采油速度15.7%,年產(chǎn)油13.232 2×104t,累積產(chǎn)油112.569 2×104t,采出程度24%,可采儲量采出程度57.3%。投注水井15口,開井15口,日注水918 m3,月注采比1.24,年注水30.69×104m3,累積注水 159.549 5×104m3,累積注采比0.84。目前處于低含水期穩(wěn)產(chǎn)階段。

2 開發(fā)中暴露出的主要問題

2.1 構(gòu)造及儲層不落實,注采井網(wǎng)急需調(diào)整

雷64塊原構(gòu)造主要依據(jù)“七五”期間地震資料解釋成果確定,開發(fā)初期認為斷塊被北東向斷層分為東西兩個部分,西部為一斜長薄層小斷塊,發(fā)育Ⅵ砂體,東部主體部位為巨厚塊狀背斜構(gòu)造,發(fā)育Ⅶ砂體,且各自獨立。但從油水井生產(chǎn)動態(tài)中發(fā)現(xiàn),西部水井雷64-26-28注水時東部主體部位油井雷64-24-26有明顯受效反映;水井雷64-26-28示蹤劑監(jiān)測結(jié)果表明,東部主體部位多口油井見到了示蹤劑;東西斷塊同年實施的2口調(diào)整井雷64-28-28與雷64-蓮 H601導(dǎo)眼井測壓壓力系數(shù)一致。因此急需落實構(gòu)造及儲層展布,重新調(diào)整注采井網(wǎng)。

2.2 底部注水開發(fā)油層中上部脫氣嚴重,注水開發(fā)方式急需調(diào)整

雷64區(qū)塊開發(fā)部署初期,按兩套開發(fā)層系300 m井距正方形井網(wǎng)進行整體部署,2003年5月因隔層不發(fā)育,調(diào)整為一套層系150 m井網(wǎng)底部注水開發(fā),水井底部注水,油井中上部采油。近年來,開發(fā)上表現(xiàn)出Ⅶ砂巖組上層系因無能量補充,地層脫氣。生產(chǎn)上部井段的雷64井與雷64-28-22井日產(chǎn)氣均高達2.0×104m3/d以上,壓力系數(shù)僅0.45,遠低于下部油層段0.9左右水平,上層系急需注水補充能量。

2.3 油藏低滲透,注入壓力高,注水狀況急需改善

雷64井區(qū)屬中孔中低滲油藏,開發(fā)目的層沙三下儲層平均有效孔隙度為11.2%,平均滲透率為

38.2×10-3μm2。平面上滲透率分布不均,通過沉積模式研究分析,S3下儲層主要有兩個物源,一個是北向物源,主要控制中部砂體沉積,形成巨厚、塊狀砂體,物性相對較好,油井產(chǎn)能高;另一個是北東向物源,主要控制東部邊部沉積,形成層狀砂體,物性差,油井產(chǎn)能低。這種沉積模式造成中部與東邊部、北部注水具有明顯差異。由于相帶變化,中部注水井不能控制邊部油井,因物性差邊部注水井注入壓力高(20 M Pa以上),注水困難,油井受效狀況差,注水近一年,邊部油井基本不受效。邊部6口油井平均單井產(chǎn)油量初期為19.3 t/d,一年時間后下降到目前10.9 t/d,遞減43.4%。

3 主要開發(fā)技術(shù)

3.1 重新落實構(gòu)造及油藏類型,指導(dǎo)分層系調(diào)整

針對雷64塊早期地震資料品質(zhì)差問題,通過新采集地震資料精細解釋成果、VSP測井及油水井生產(chǎn)動態(tài)等資料,重新落實油藏構(gòu)造:去掉內(nèi)部北東向斷層,將原來二個獨立斷塊統(tǒng)一為一個完整的單斜構(gòu)造。其中Ⅶ砂體為一邊底水油藏,主要發(fā)育在西部,向東部尖滅,含油面積0.35 km2,油層厚度20～40 m,復(fù)算地質(zhì)儲量為59.7×104t。Ⅵ砂體可分層開發(fā),且目前單控儲量14.9×104t,有進一步開發(fā)部署的潛力。

Ⅵ砂體調(diào)整方案要求采用150 m井網(wǎng)邊底部注水,油井直井與水平井組合的開發(fā)方式;近年來整體部署水平井油井3口,直井6口(其中水井2口),使Ⅵ砂體單控儲量由14.9×104t上升到16.6×104t,注采井?dāng)?shù)比達到1∶2.3。Ⅶ調(diào)整方案要求沿用原來一套層系150 m井距反九點注采井網(wǎng),在去掉斷層基礎(chǔ)上重新規(guī)劃注采井別,要求實施水井改油1口,油井轉(zhuǎn)注2口,使注采井?dāng)?shù)比由1∶3.2提高至1∶2.5。

3.2 調(diào)整注水思路,實施對應(yīng)注水

雷64塊油層厚度大,并且內(nèi)部夾層層狀特性不明顯。針對Ⅶ砂體底部注水暴露出的上部井段不受效、地層壓力下降問題,重點加強小層精細對比,研究砂體內(nèi)部夾層分布特征。Ⅶ砂體內(nèi)部發(fā)育2套不連續(xù)夾層,第一套夾層主要分布在東北、東南部,厚度0～4 m;第二套夾層主要分布在西、北、東部,中部和南部不發(fā)育,厚度0～8 m。夾層對注入水有一定遮擋作用,建議實施對應(yīng)注水。根據(jù)夾層發(fā)育特點,將Ⅶ砂體細分為L 7上、L 7下兩套,L 7下對應(yīng)開采層段注水強度控制在1.1～1.3 m3/(m·d),井組注采比控制在1.3左右;L 7上對應(yīng)開采層段注水強度控制在0.9～1.1 m3/(m·d),井組注采比控制在1.0左右,形成水井整個層段注水,油井逐層上返的注水開發(fā)方式。

2008年以來,針對上層系地層壓力下降問題,實施水井補層分注5口,累積增加吸水厚度138.6 m,日增注水100 m3,年增注水2.1×104m3,日注采比由0.68提高到0.96。目前見到明顯效果,地層壓力由14 M Pa上升到16 M Pa;油井明顯見效,如水井雷64-28-20和雷64-28-24井分別于2008年5月和2008年11月補開上部井段,上層已累注水2.5×104m3、2×104m3,對應(yīng)油井雷64-28-22井日產(chǎn)油量由4.0 t上升到目前的9.8 t,并保持上升的態(tài)勢。

3.3 改善水質(zhì)及工藝配套技術(shù)

因區(qū)塊儲層物性較差,為低孔中低滲儲集層,該塊注水壓力偏高,一般在20～25 M Pa,通常注水設(shè)備不能滿足注水開發(fā)要求。工藝上采用井口安裝增注泵配以耐高壓井口[4],使注水壓力提高10 M Pa,注入能力可以達到200 m3/d。

該塊儲層孔隙結(jié)構(gòu)較差,為中孔、特-微細喉不均勻型,儲層最大喉道半徑5.7956μm,平均喉道半徑1.1646μm,因此,雷64區(qū)塊注入水改為清水,并經(jīng)過精細過濾,無油污,機雜含量小于1 mg/L,滿足了水質(zhì)要求。

4 實施及效果

通過以上開展注水配套技術(shù)研究與實踐,目前該區(qū)塊開發(fā)保持高速高效階段,可采儲量采出程度59.3%,地質(zhì)儲量采油速度保持在2.6%以上(圖1);注采井?dāng)?shù)比為1∶2.6,受效油井35口,占油井總數(shù)87.5%;地層壓力回升1.5 M Pa,高于飽和壓力,油井動液面也由注水前年1 320 m上升至1 210 m,上升了110 m;油藏脫氣現(xiàn)象得以有效控制,氣油比由高峰時的156 m3/t下降至60 m3/t;含水上升率1.5%,遠低于理論值(圖2);水驅(qū)儲量控制程度85.7%,水驅(qū)儲量動用程度77.6%。經(jīng)中石油股份公司評定,標(biāo)定的最終采收率由23%提高到41.9%,成為遼河油田提高采收率典型區(qū)塊。

圖1 雷64塊可采儲量采出程度與采油速度關(guān)系

圖2 雷64塊含水與采出程度關(guān)系曲線

5 結(jié)論

(1)通過搞清構(gòu)造、沉積相、儲層等地質(zhì)特征,對油藏地質(zhì)特征進行了再認識。蓮花油層縱向上劃分為Ⅵ、Ⅶ二套砂巖組,Ⅵ砂體組分布范圍小,油層平均厚度不足50 m;Ⅶ砂巖組在全區(qū)均有發(fā)育,平均厚度100 m以上,單井最大厚度達244 m。Ⅵ、Ⅶ砂巖組間隔層分布穩(wěn)定,Ⅶ砂巖組內(nèi)部有兩條不連續(xù)的物性夾層。

(2)區(qū)塊注水與產(chǎn)能建設(shè)同步開發(fā),注水開發(fā)后油田開發(fā)水平較高:產(chǎn)油量穩(wěn)定、采油速度保持在高水平線上,綜合、自然遞減率控制在合理范圍內(nèi),含水上升率控制在較低水平,地下存水率高。早期注水開發(fā)在雷64塊低滲透油藏見到了明顯效果。

(4)雷64巨厚塊狀砂巖油藏底部注水開發(fā)過程中,夾層對注入水有一定的遮擋作用造成上層系泄壓,地層壓力下降,油層脫氣。通過及時調(diào)整,對應(yīng)注水后縱向矛盾得到了及時解決。對應(yīng)注水開發(fā)是巨厚塊狀砂巖油藏行之有效的注水開發(fā)方式。

(5)雷64塊最終采收率由23%提高到41.9%。對于厚層、塊狀、低滲、稀油、砂巖油藏,實施早期注水開發(fā),注水過程中進行跟蹤評價和及時開發(fā)調(diào)整是提高最終采收率的關(guān)鍵。

(6)雷64塊由原二套層系開發(fā)調(diào)整為目前的一套層系開發(fā),目前水井全井段注水,因?qū)娱g存在生產(chǎn)壓差,封隔器易失效,且縱向井段長,水井負擔(dān)很重,因此下步對Ⅶ砂體實施細分層系開發(fā)調(diào)整是進一步保持區(qū)塊高速高效開發(fā)的關(guān)鍵。

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[4] 彭義成.合理應(yīng)用高壓注水技術(shù)開發(fā)好低浸透油藏[J].江漢石油職工大學(xué)學(xué)報,2002,15(1):37-39.

TE341

A

1673-8217(2011)05-0070-03

2011-05-20

陳志軍,工程師,1973年生,1996年畢業(yè)于西南石油學(xué)院石油工程專業(yè),現(xiàn)從事油田開發(fā)管理工作。

編輯:李金華