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    盤古梁Y油藏注水開發(fā)技術(shù)研究及應(yīng)用效果

    2015-10-24 03:37:36曾小燕王海文
    石油化工應(yīng)用 2015年3期
    關(guān)鍵詞:注采比盤古開發(fā)技術(shù)

    曾小燕,王海文

    (1.長江大學(xué)武漢校區(qū)地質(zhì)工程,湖北武漢434023;2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠,寧夏銀川750006)

    盤古梁Y油藏注水開發(fā)技術(shù)研究及應(yīng)用效果

    曾小燕1,2,王海文2

    (1.長江大學(xué)武漢校區(qū)地質(zhì)工程,湖北武漢434023;2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠,寧夏銀川750006)

    盤古梁Y油藏物性差,有效的驅(qū)替系統(tǒng)難以建立,同時油藏平面矛盾突出,含水上升井多,針對困擾和影響Y油藏穩(wěn)產(chǎn)的主要因素和產(chǎn)量大幅度遞減的實際問題,研究認(rèn)為該油藏不適宜采用整體定注采比,應(yīng)采用分區(qū)、分時步變注采比方式進(jìn)行開采。通過在油田開發(fā)中應(yīng)用制定的技術(shù)方案,油田自然遞減由8.11%下降到-0.04%,取得了良好的開發(fā)效果。

    盤古梁Y油藏;特低滲透;注水開發(fā)技術(shù)方案

    在特低滲透油藏的注水開發(fā)中,由于非達(dá)西滲流特征影響,油田注水開發(fā)均存在啟動壓力梯度,物性不同,注水開發(fā)技術(shù)不同,而目前國內(nèi)外對于如何制定并合理特低滲油藏開發(fā)技術(shù)方案尚沒有成功的范例可以遵循。

    本文通過研究盤古梁Y特低滲油藏的儲層和動態(tài)特征,借助多種手段制定合理油藏注水開發(fā)技術(shù)方案,通過應(yīng)用制定的方案實現(xiàn)了油藏的高效穩(wěn)定開發(fā),同時為同類油藏制定開發(fā)技術(shù)提供了借鑒。

    1 油藏概況及開發(fā)中存在的問題

    盤古梁Y油藏屬于典型低壓、低滲透、低飽和整裝油藏,平均空氣滲透率僅為1.49×10-3μm2。巖心及野外露頭觀察結(jié)果表明盤古梁Y北東向原始微裂縫呈張剪狀態(tài),預(yù)測滲透性能相對較好,同時應(yīng)用微地震法對油井壓裂時產(chǎn)生的人造裂縫的方向進(jìn)行了監(jiān)測,結(jié)果證明人工裂縫與主應(yīng)力延伸方向一致,為NE62.3°左右。

    2001年油藏采用菱形反九點面積注水開發(fā),主應(yīng)力方向是注水單向突進(jìn)的優(yōu)勢方向,截止2013年底共有57口主應(yīng)力方向油井水淹。

    油田目前開油井350口,平均日產(chǎn)液1 616 t,平均日產(chǎn)油1 053 t,綜合含水25.78%,注水井160口,平均日注水量5 603 m3,累計產(chǎn)油450.084 1×104t,累計注水1 556.415 4×104m3,月注采比3.05,累計注采比2.06,地質(zhì)儲量采出程度12.03%。

    2 油藏注水開發(fā)技術(shù)方案的研究及制定

    針對開發(fā)中存在的問題,通過強化地質(zhì)認(rèn)識,開展數(shù)值模擬研究,不斷進(jìn)行注采參數(shù)及注水方式的調(diào)整,尋找最優(yōu)化的注水開發(fā)技術(shù)方案。

    2.1數(shù)值模擬優(yōu)選方案

    通過不同注采比、不同開采規(guī)模組成的方案預(yù)測結(jié)果分析,對油藏中部開發(fā)主要指標(biāo)穩(wěn)產(chǎn)時間、含水率、采出程度等進(jìn)行了分析,結(jié)果表明1.2~1.4的注采比適合油藏開發(fā),1.2左右注采比最優(yōu)(見圖1)。

    圖1 含水率與采出程度曲線

    表1 盤古梁長6油藏分區(qū)域開發(fā)技術(shù)方案評價表

    以上述研究結(jié)果為基礎(chǔ),對油藏不同區(qū)域設(shè)計了分區(qū)分時步變注采比試驗方案,主要針對注采比進(jìn)行調(diào)整,認(rèn)為注采比應(yīng)根據(jù)注水見效和累計注采關(guān)系適當(dāng)調(diào)低,注水見效幅度大的區(qū)域注采比保持在1.0~1.1左右,油藏邊部注水未見效區(qū)域或見效幅度較小、低產(chǎn)低效區(qū)注采比分別保持在1.5、1.3、2.0左右更合理,調(diào)整方式采用井組控制,分時步調(diào)整不同井組注采比。

    2.2依據(jù)動態(tài)分析結(jié)果制定合理注水開發(fā)技術(shù)方案

    2.2.1“先強后弱”-先建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)、后保持溫和注水的格局油藏中部儲層物性最好部位開發(fā)初期采用1.2的注采比強化注水,但在半年左右時油藏產(chǎn)量持續(xù)遞減,沒有見效的跡象,證明油水井間沒有形成有效的驅(qū)替系統(tǒng),故上提注采比到1.5~1.6,油井在6~8個月內(nèi)大面積見效,由38口很快增加到113口,油藏產(chǎn)量逐步上升,形成了穩(wěn)定的生產(chǎn)能力,見效以后及時下調(diào)注采比到1.0~1.2,截至目前油藏主體部位油井開發(fā)形勢穩(wěn)定,平均單井產(chǎn)能始終保持在4.5 t以上(見表1)。

    2.2.2根據(jù)不同區(qū)域、不同井組的動態(tài)反應(yīng)執(zhí)行不同的開發(fā)技術(shù)方案同時由于油藏不同部位儲層物性存在差異,油藏邊部、東北、西南角在相同開發(fā)技術(shù)和注水周期內(nèi)(與注水見效區(qū)域相比),注水不見效,所以在該區(qū)域進(jìn)行合理注水方式的探討,進(jìn)行了5次大規(guī)模的注水調(diào)整,分區(qū)域跟蹤能量和產(chǎn)量變化,尋求既能適合這些區(qū)域儲層特征又能發(fā)揮油井生產(chǎn)能力的注水方案,通過應(yīng)用調(diào)整后的注水方案,2013年油藏分區(qū)域動態(tài)好轉(zhuǎn),含水突進(jìn)的現(xiàn)象減弱,75口老井日產(chǎn)油由3.61 t上升到3.72 t,含水略有下降。

    3 開發(fā)技術(shù)方案應(yīng)用效果

    3.1水驅(qū)狀況變好

    通過不同區(qū)域不同開發(fā)技術(shù)方案的實施,油藏水驅(qū)狀況好轉(zhuǎn),油藏水驅(qū)儲量動用程度由61.4%上升到62.4%,水驅(qū)指數(shù)由3.067 3上升到3.184 7,存水率由0.920 7上升到0.920 9。

    3.2見效油井不斷增多

    截止2013年12月共有見效井85口,見效比例達(dá)到24.7%,動態(tài)上表現(xiàn)為“三升一穩(wěn)”,平均單井日增油1.01 t,地層能量保持水平達(dá)到105.0%。

    3.3油藏含水上升較快的勢頭得到控制

    油藏主砂體帶有212口油井含水小于10%(平均7.4%),注采調(diào)控效果明顯。2013年無新增含水突變井,油藏開發(fā)步入良性循環(huán),純老井流壓由2.76 MPa上升到3.00 MPa,油藏供液能力進(jìn)一步加強,遞減由8.11%下降到6.62%。

    4 結(jié)論

    (1)研究結(jié)果認(rèn)為盤古梁Y油藏不適宜采用整體定注采比,應(yīng)根據(jù)井組儲層和動態(tài)特征采用分區(qū)、分時步變注采比方式進(jìn)行開采。

    (2)對油藏主體帶、注水見效區(qū)域初期建立驅(qū)替系統(tǒng)時采用1.5~1.6的注采比,注水見效以后注采比保持在1.2左右;油藏邊部注水未見效區(qū)域或見效幅度較小、低產(chǎn)低效區(qū)注采比保持在1.5~2.0左右,并根據(jù)油藏動態(tài)反映及時調(diào)整。

    (3)制定的注水技術(shù)適應(yīng)性良好,2013年油藏動態(tài)好轉(zhuǎn),含水突進(jìn)的現(xiàn)象減弱,純老井流壓由2.76 MPa上升到3.00 MPa,油藏供液能力進(jìn)一步加強,遞減由8.11%下降到6.22%。

    [1]周思賓,曲建山,張書勤著.特低滲油藏注水時機對開發(fā)的影響[J].斷塊油氣田,2008,15(1):63-65.

    [2]張莉,楊亞娟,張玉玲,等.陜甘寧盆地川口油田低滲透油藏Y油層裂縫特征[J].西北地質(zhì),2002,35(2):41-45.

    10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.019

    TE357.6

    A

    1673-5285(2015)03-0072-02

    2015-02-09

    曾小燕,女,中國石油大學(xué)(華東)畢業(yè),油田開發(fā)地質(zhì)工程師,主要從事油田勘探開發(fā)工作。

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