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    基于井震結(jié)合成果的剩余油挖潛技術(shù)探討

    2014-11-30 11:21:00張國忠
    關(guān)鍵詞:油組井區(qū)水井

    張國忠

    (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠,黑龍江 大慶163001)

    北一區(qū)斷東薩葡油層位于薩中開發(fā)區(qū)北部,北起北一區(qū)三排,南至中三排,西至98#斷層,東至東部過渡帶,為河流-三角洲砂泥巖互層沉積,油層非均質(zhì)性比較嚴(yán)重,含油面積25.79k m2。該區(qū)塊薩葡油層從20世紀(jì)60年代投入開發(fā)以來,歷經(jīng)井網(wǎng)一次加密、二次加密、配合PⅠ組注聚封堵、綜合治理及控水挖潛試驗(yàn)等重大開發(fā)調(diào)整,2006~2008年又實(shí)施配合二類油層注聚及三元試驗(yàn)、二三結(jié)合試驗(yàn)封堵開采調(diào)整。2009年在該區(qū)域進(jìn)行開發(fā)地震,精細(xì)勘探尋找剩余油,截至2011年12月,共有油水井880口,其中注水井295口,日注水31678 m3;采油井585口,日產(chǎn)油1993t,綜合含水91.55%,注采井?dāng)?shù)比1∶1.98。目前地層壓力8.96 MPa,采出程度47.32%,累積注采比1.08。

    依據(jù)原鉆遇油層地質(zhì)靜態(tài)資料,北一區(qū)斷東開發(fā)區(qū)塊解釋出斷層14條,而應(yīng)用三維精細(xì)開發(fā)地震解釋成果后,北一區(qū)斷東新發(fā)現(xiàn)認(rèn)識斷層20條。除此之外,對北一區(qū)斷東區(qū)域內(nèi)微幅度構(gòu)造呈現(xiàn)出由西向東地層界面逐步加深、厚度逐漸剪薄階地構(gòu)造變化趨勢,但其內(nèi)部發(fā)育正向微構(gòu)造12個,負(fù)向微構(gòu)造10個。同時三維地震構(gòu)造解釋成果表明,依據(jù)周邊水聚二驅(qū)井注采相關(guān)性研究分析為主導(dǎo)技術(shù)手段并結(jié)合部分井區(qū)脈沖試井等其他方法綜合驗(yàn)證,以研究相對完善SⅡ油組頂面構(gòu)造為例,確認(rèn)6條(SⅡ15、SⅡ19、SⅡ21、SⅡ8、SⅡ18、SⅡ17)發(fā)育規(guī)模相對較大新增斷層存在,同時對3條原測井解釋斷層(1003、1004、1124)橫向延伸長度大幅加長也得到進(jìn)一步證明。通過井震聯(lián)合解釋驗(yàn)證,為今后開發(fā)井網(wǎng)布署及油水井綜合調(diào)整挖潛方案設(shè)計提供可靠依據(jù)。

    1 斷層遮擋剩余油挖潛技術(shù)

    1.1 新發(fā)現(xiàn)斷層附近剩余油挖潛技術(shù)

    對于受斷層遮擋而無法正常注水受效采油井,停止異側(cè)無效調(diào)整,加強(qiáng)同側(cè)注水井調(diào)整,特別是沿斷層走向,分列采油井兩側(cè)注水井調(diào)整,以此挖潛由注采不完善造成滯留剩余油。而對于新認(rèn)識斷層附近由于油層物性差,滲流能力差,對油井采取有針對性壓裂改造油層措施挖潛提高產(chǎn)能。如B1-60-540油井位于地震解釋新認(rèn)識斷層SⅡ19(縱向斷穿范圍為N2-GIA)與SⅡ17(縱向斷穿范圍為S0-SⅡ)夾角附近(見圖1),受斷層影響與周圍水井連通狀況差,可能存在滯留剩余油。

    從SⅠ3a單元沉積微相圖上可知(見圖2),由中心注入井B1-61-541向采出井B1-60-540過渡方向也體現(xiàn)出靠近斷層油層物性逐漸變差特點(diǎn),進(jìn)一步說明油井B1-60-540附近可能存在由于斷層遮擋注采效果不好滯留剩余油,作為下步挖潛方向。

    圖1 B1-61-541井區(qū)構(gòu)造井位

    圖2 SⅠ3a單元沉積微相圖

    對于水井受斷層部分遮擋需重新細(xì)分注水層段,確保注水有效性,2014年針對新認(rèn)識斷層實(shí)施注水井細(xì)分調(diào)整8口,有6口井見到明顯效果。如注水井B1-42-542原 認(rèn) 識 與 B1-42-541、B1-41-542、B1-50-542 三 口 二 次加密采油井連通(見圖3),新認(rèn)識受斷層SⅡ8與1003斷層遮擋SⅢ油層組以上僅與 B1-50-542、B1-50-S543兩 口 油 井 連 通, 而SⅢ油層組以下與4口油井均連通。B1-42-542井于2010年9月細(xì)分調(diào)整,打開SⅡ14~SⅢ10層段,分SⅡ14~Ⅱ15+16與SⅢ2~Ⅲ10二段注水,前者控制,后者加強(qiáng)注入,全井由三級四段轉(zhuǎn)為四級五段注水,日配注由160 m3上調(diào)至190 m3,日配注上升30 m3,日實(shí)注增加29 m3。調(diào)整后B1-50-542、B1-50-S543兩口連通油井受效,合計日增油0.8t,含水下降0.89%,而另外2口井B1-42-541、B1-41-542 SⅢ油層組以上因受斷層遮擋無法受效,只能分別調(diào)整斷層同側(cè)水井B1-50-541、B1-D5-W34才能正常受效。

    圖3 B1-42-542井區(qū)SⅡ油組頂部井震疊合構(gòu)造圖

    1.2 新老認(rèn)識斷層位移區(qū)剩余油挖潛技術(shù)

    對于處在新老認(rèn)識斷層位移區(qū)內(nèi)采油井,重新認(rèn)識注采關(guān)系后,若與周邊鄰近注水井不受斷層遮擋,注采連通,可考慮壓裂油井提高單井產(chǎn)能,若與周邊鄰近注水井受斷層遮擋,注采不連通,則相應(yīng)停止注水井無效調(diào)整。同樣注水井也是根據(jù)斷層位移實(shí)際情況,結(jié)合井區(qū)生產(chǎn)情況,采取有針對性加強(qiáng)或控制注水措施,指導(dǎo)剩余油挖潛。

    如采油井B1-D4-35依據(jù)原測井資料認(rèn)識受斷層100N與1001遮擋與周圍水井不連通(見圖4(a)),而利用地震解釋成果,重新再認(rèn)識井資料解釋老斷層,經(jīng)空間歸一組合,進(jìn)行合并或注銷后,1001斷層發(fā)生位移合并,B1-D4-35井與B1-3-D40、B1-3-F41、B1-3-D41三口水井連通(見圖4(b)),注采較完善,結(jié)合該井產(chǎn)能偏低及靠近斷層油層滲流能力較差情況,于2010年7月實(shí)施壓裂,取得日增油5.3t的理想效果。

    圖4 B1-D4-35井區(qū)SⅡ油組頂面地震解釋前后斷層分布對比圖

    圖5 B1-5-W031井區(qū)SⅡ油組頂面井震疊合構(gòu)造圖

    再如按原測井解釋老斷層100N認(rèn)識,采油井 B1-D6-31井受斷層遮擋,不與注水井 B1-5-W031連通,而結(jié)合地震解釋成果,井震聯(lián)合反演新認(rèn)識后,100N斷層在平面上延伸有一定程度偏移,造成B1-D6-31井與斷層相對位置有所改變,與水井B1-5-W031井存在注采連通關(guān)系,B1-D6-31井為低液面低效生產(chǎn)井,為改善其生產(chǎn)狀況,嘗試對其連通注水井進(jìn)行措施調(diào)整(見圖5)。在其連通3口注水井中,B1-D7-W32井為二線注水受效井,B1-D6-W32井距較遠(yuǎn),并且注采對應(yīng)關(guān)系較差,因此優(yōu)選調(diào)整B1-5-W031井提高井區(qū)供液能力,2010年12月實(shí)施酸化,配注220 m3,實(shí)注由163 m3上升至235 m3,日增注72 m3,連通油井累計增油63t。

    2 正向微構(gòu)造區(qū)剩余油挖潛技術(shù)

    對于正向微構(gòu)造發(fā)育區(qū),并且頂部水井注水強(qiáng)度一直偏低,底部存在較多剩余油可能性比較大,遵循概率統(tǒng)計原則,可以采取頂注底挖措施優(yōu)化水井調(diào)整方向挖潛剩余油。

    但是隨開發(fā)時間延長,如果頂部注水強(qiáng)度長期比較大,那么底部采油井存在剩余油相對較少,此時應(yīng)該考慮挖潛相對注水井位置較高采油井存在剩余油。

    如從SⅡ油層組頂面井震疊合構(gòu)造圖(見圖6)分析,地震解釋新增的SⅡ-10、SⅡ-11、SⅡ-13斷層與1003斷層組成一個相對封閉的遮擋區(qū),其間形成一個正向構(gòu)造。并且在此區(qū)域內(nèi)采油井受斷層影響,來水方向少,典型 “注少采多”,單井生產(chǎn)能力偏低。同時研究發(fā)現(xiàn)井區(qū)注水井主要分布在正向構(gòu)造頂部,采油井多數(shù)處于位置相對較低正向構(gòu)造邊緣區(qū),因此上調(diào)該區(qū)域頂部B1-52-544、B1-61-543、B1-7-W035三口注水井SⅠ、SⅡ、SⅢ油組的注水量,合計日配注上調(diào)110 m3,以提高采油井的生產(chǎn)能力,充分挖掘斷層區(qū)剩余油。對比注采連通收效的8口采油井,合計日增油3t,含水基本穩(wěn)定,達(dá)到預(yù)期效果。

    圖6 52-544、61-543、7-W035井區(qū)SⅡ油組頂井震疊合構(gòu)造圖

    3 負(fù)向微構(gòu)造區(qū)剩余油挖潛技術(shù)

    對于負(fù)向微構(gòu)造發(fā)育區(qū),并且邊部水井注水強(qiáng)度一直偏低,底部存在剩余油較多可能性比較大,可以采取邊注底挖措施優(yōu)化水井調(diào)整方向挖潛剩余油。

    圖7 SⅡ油組頂部局部負(fù)向微構(gòu)造區(qū)井震疊合構(gòu)造圖

    同樣隨開發(fā)時間延長,也必須辯證看待這一觀點(diǎn),如果邊部注水強(qiáng)度長期比較大,那么底部采油井存在剩余油相對較少,此時也應(yīng)該考慮挖潛相對注水井位置較高采油井存在剩余油。

    如從SⅡ油組頂面井震疊合構(gòu)造圖(見圖7)分析,井震結(jié)合驗(yàn)證斷層98#與100N斷層所夾區(qū)域形成一個負(fù)向構(gòu)造,由EN→WS海拔逐漸加深單斜向斜。并且通過在此區(qū)域內(nèi)二類油層注聚井注采調(diào)整研究發(fā)現(xiàn),調(diào)整井區(qū)海拔位置較高的邊部注入井,處于海拔位置相對較低采出井見效快,該方向?yàn)橛欣⑷胝{(diào)整方向,而反向調(diào)整則見效緩慢,如注聚井B1-44-P241調(diào)整,連通油井開采層位海拔較低B1-43-P243井首先見效,而海拔較高的B1-43-P244井見效慢,前者無論從見效時間、含水下降幅度、最大增油幅度、累積增油量都要明顯好于后者,同樣B1-42-P243注聚井調(diào)整,連通油井開采層位海拔較低B1-43-P242井首先見效,而海拔較高的B1-43-P243井見效緩慢,由此分析,在B1-42-P243井→B1-43-P243井注采連線方向及B1-44-P241井→B1-43-P244井注采連線方向存在著方向性注采不均衡,隨開采時間延長,可能成為剩余油滯留主要分布區(qū)域,即挖潛主要方向,因此采取2007年12月先壓裂采出井B1-43-P243,2008年4月再后壓裂B1-43-P242井方式,2口井措施后分別日增油22t、5t,以此平衡井區(qū)方向性注采強(qiáng)度,充分挖掘井區(qū)剩余油,取得非常好開采效果。

    4 結(jié)論與認(rèn)識

    1)應(yīng)用井震聯(lián)合構(gòu)造解釋成果結(jié)合精細(xì)地質(zhì)細(xì)分沉積微相研究成果,能夠更加準(zhǔn)確描述儲層,定位剩余油富集區(qū),采取有針對性綜合調(diào)整措施,有效挖潛剩余油。

    2)隨開采時間延長,不同開發(fā)階段決定剩余油分布特征不同,并且決定了動態(tài)挖潛方法改變,只有打破傳統(tǒng)思維方式,才能找到有效的水井調(diào)整方向和高效油井挖潛方向。

    3)應(yīng)用三維精細(xì)地震成果,靜態(tài)開發(fā)井網(wǎng)部署與動態(tài)綜合調(diào)整挖潛相結(jié)合,是進(jìn)一步挖潛老區(qū)剩余油、提高采收率的有效途徑。

    [1]李巧云,張吉群,鄧寶榮,等 .油高含水油田層系重組方案的灰色決策優(yōu)選法 [J].石油勘探與開發(fā),2011,38(4):463-468.

    [2]常兆光,王清河 .隨機(jī)數(shù)據(jù)處理方法 [M].東營:石油大學(xué)出版社,2003.

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