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    鎮(zhèn)北油田X287區(qū)長8油藏見水規(guī)律淺析

    2017-03-08 05:11:02宋傳娟
    地下水 2017年1期
    關(guān)鍵詞:試井含水水井

    吳 越,宋傳娟

    (1.長慶油田第十一采油廠,甘肅 慶陽 745000;2.長慶油田第二采油廠,甘肅 慶陽 745100)

    鎮(zhèn)北油田X287區(qū)長8油藏見水規(guī)律淺析

    吳 越1,宋傳娟2

    (1.長慶油田第十一采油廠,甘肅 慶陽 745000;2.長慶油田第二采油廠,甘肅 慶陽 745100)

    通過對鎮(zhèn)北油田X287區(qū)長8油藏地質(zhì)及開發(fā)現(xiàn)狀分析,進(jìn)一步認(rèn)識受裂縫控制井的見水特征,對主向井控制含水,提高側(cè)向見效程度;根據(jù)裂縫方向,對相應(yīng)的水井進(jìn)行調(diào)配、通過合理上提泵掛,控制產(chǎn)液,減少生產(chǎn)壓差等措施,達(dá)到改變水驅(qū)方向,控制含水上升速度的目的,為油田的長期發(fā)展奠定堅實(shí)的基礎(chǔ)。

    鎮(zhèn)北油田;見效見水;治理效果

    1 地質(zhì)概況

    1.1 區(qū)域構(gòu)造地質(zhì)背景

    鎮(zhèn)北油田X287區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的西南部,屬西南沉積體系,三疊紀(jì)時受西南物源控制,形成了一套以碎屑巖為主的沉積物,經(jīng)過長7期湖盆的擴(kuò)張后,開始收縮,到長3期湖盆收縮較快,其沉積環(huán)境從大面積的水下沉積演變?yōu)樗铣练e,直至深湖相消失,全部演變?yōu)闇\湖相的沉積。侏羅紀(jì)時,由于盆地的整體抬升,該地區(qū)大面積缺失長2、長1地層。

    1.2 地層劃分

    對比原則:在區(qū)域標(biāo)志層的控制下,依據(jù)電性曲線組合特征,參考地層厚度及局部標(biāo)志層劃出油層組,進(jìn)而根據(jù)沉積旋回、巖性變化劃分出小層。

    區(qū)域研究表明,延長組地層按沉積旋回、巖性組合,在該區(qū)分布范圍廣,厚度穩(wěn)定,特征明顯,區(qū)域標(biāo)志層K1 (“張家灘”頁巖)300~350 μs/m)、高自然伽瑪(大于200 API)、低密度(2.1~2.3 g/cm3)的特點(diǎn)。根據(jù)局部標(biāo)志層長8頂凝灰?guī)r(低電阻、低自然電位、低密度、高時差、高自然伽瑪),結(jié)合地層厚度和次一級沉積旋回將長8油組進(jìn)行細(xì)分,自下而上長8分為長82、長81,油層主要分布于長81小層。油藏埋深2 237 m。

    1.3 儲層特征

    巖性特征:長81儲層巖性為灰綠色、褐灰色中~細(xì)粒長石巖屑砂巖,顆粒呈次棱狀,顆粒間呈線狀接觸,薄膜~孔隙型膠結(jié)為主,填隙物以鐵方解石為主,平均含量3.8%,次為綠泥石和水云母。

    物性特征:平均滲透率為1.802×10-3μm2,平均孔隙度為11.06%。

    油藏埋深:平均油層中部深度2 237 m。

    儲層厚度:長8平均砂層厚度15.9 m,平均油層厚度10 m。

    孔隙類型:長8儲層平均孔徑52.57 μm,屬中孔低滲儲層。

    1.4 流體性質(zhì)

    原油性質(zhì):長8儲層原油性質(zhì)較好,地面原油具有低密度(0.854 8 g/cm3)、低粘度(7.03 mPa·s)和低凝固點(diǎn)(17.43℃)的特征。地層壓力17.69 MPa,飽和壓力8.25 MPa,體積系數(shù)1.23,氣油比78.038 m3/t。

    地層水:總礦化度51.2 g/L,pH值6.0,水型CaCl2。

    2 開發(fā)及見水現(xiàn)狀

    2.1 開發(fā)現(xiàn)狀

    截止2016年2月,動用含油面積13.8 km2,動用地質(zhì)儲量669.66×104t。2016年2月油井開井100口,日產(chǎn)液水平170 t,日產(chǎn)油水平100 t,含水41.5%,平均動液面644 m,水井開井43口,日注水644 m3,平均單井日注15.0 m3,月注采比.01,地質(zhì)儲量采油速度1.67%,地質(zhì)儲量采出程度3.81%,地質(zhì)儲量采液速度2.02%,可采儲量采油速度9.26%,可采儲量采出程度21.19%。可采儲量采液速度11.25%,剩余可采儲量采油速度11.74%(見圖1)。

    圖1 鎮(zhèn)287采油曲線

    2.2 見水現(xiàn)狀

    長8油藏主向見水23口,占主向比例25.9%,占總井?dāng)?shù)10.9%,目前已轉(zhuǎn)注5口,間開5口,與見水前相比,日影響油量16.7 t。主向見水是影響三疊系油藏開發(fā)效果的主要原因。

    表1 XX油田X287井區(qū)長8油藏歷年主向見水井統(tǒng)計

    3 見水方向識別

    為了對暴性水淹井和含水上升較快的井實(shí)施有效的增產(chǎn)措施,達(dá)到遏制含水上升、穩(wěn)產(chǎn)甚至提高原油產(chǎn)量的目的,就必須搞清注水井注入水的推進(jìn)方向及油層在縱向上的連通情況,為油田實(shí)施增產(chǎn)措施提供依據(jù)。目前判斷見水方向常用的方法是脈沖試井法、動態(tài)驗(yàn)證法、注示蹤劑法以及裂縫方位測試綜合法四種。

    3.1 脈沖試井

    脈沖試井是多井干擾的一種形式,它是在一口井中產(chǎn)生脈沖方式的流量變化,而在周圍井中記錄壓力變化,基本單元應(yīng)包括兩口井,前者多為注水井,稱為激動井,后者多為生產(chǎn)井,稱為反應(yīng)井。利用脈沖試井理論解釋版圖,對壓力反應(yīng)曲線進(jìn)行解釋,可以求得兩井間的流動系數(shù)和儲能系數(shù)。

    截止目前,共在3口油井9口注水井上實(shí)施脈沖試井,應(yīng)用效果較好。

    通過對3口注水井進(jìn)行激動,從脈沖對應(yīng)關(guān)系看,X85-52井與X84-53井對應(yīng)關(guān)系比較好,與X86-51、X86-53井對應(yīng)關(guān)系不明顯,在干擾信號上沒有見到明顯激動信號。主要有以下特征:1)X84-53關(guān)井120小時后在X85-52井壓力出現(xiàn)明顯波動,2)X84-53井激動時,注水量上提,在X85-52井上壓力一次比一次有所上升,兩個激動周期也比較明顯;從以上分析可以得出結(jié)論:X85-52井的來水方向?yàn)楸逼珫|方向的X84-53井,該井關(guān)井120小時后壓力出現(xiàn)明顯波動,說明這兩口之間存在有比較明顯的裂縫溝通;脈沖信號滯后時間為20~30 h。

    X79-50井見水時周圍對應(yīng)2口注水井:X78-49、X80-49,X79-50井04年9月13日投產(chǎn),X78-49井04年5月27日投注,X80-49井04年5月27日投注,投產(chǎn)投注時間基本上為同步注水,X79-50井05年12月10日見水,見水時X78-49井累注14 157 m3,X80-49井累注13 017 m3,X53井累計注水15 863 m3,X80-51井累計注水14 313 m3,05年5月結(jié)合測壓(30.12 MPa)對X78-49、X80-49兩口井進(jìn)行脈沖激動,判斷X79-50井見水方向。

    從脈沖信號對應(yīng)關(guān)系看,X79-50井與X80-49井之間對應(yīng)關(guān)系較好,與X78-49井對應(yīng)關(guān)系次之,說明X80-49井與X79-50井之間有裂縫溝通,而與X78-49井之間有連通性,X79-50井含水上升的主要來水方向?yàn)閄80-49井。

    3.2 適應(yīng)性評價

    (1)根據(jù)脈沖試井解釋結(jié)果,判斷見水方向主要呈現(xiàn)北-東、西-南向,天然裂縫的走向主要為北偏東,且北東向以角井見水為主(NE78°-80°),見水方向與鄂兒多斯盆地區(qū)域天然裂縫走向基本一致。

    (2)根據(jù)激動壓力相應(yīng)時間,可初步判斷裂縫溝通能力。根據(jù)測試的結(jié)果看,X85-52與對應(yīng)水井之間的壓力響應(yīng)時間短,存在明顯裂縫段。

    3.3 動態(tài)驗(yàn)證法

    隨著見水井的不斷增加,需要采用一些簡便且經(jīng)濟(jì)的方法,動態(tài)驗(yàn)證法就是一種通過對見水油井對應(yīng)注水井調(diào)整注水,觀察油井動態(tài)變化而判斷見水方向。動態(tài)驗(yàn)證是,截止目前動態(tài)驗(yàn)證8口(X78-52、X87-50、X85-52、X162-29、X217-14等)。

    X87-50井6月30日含水上升,鄰近注水井X86-51井2007年7月3日-8月28日停注觀察56 d,停注15 d后X87-50井含水下降,在此后的36天內(nèi)含水由61%↓52%↓46%↓28%↓20%;8月28日恢復(fù)注水,11 d后含水開始上升,由18↑25%,43 d后含水上升到85%。

    4 見水見效規(guī)律淺析

    4.1 主向井見水規(guī)律

    X218區(qū)投產(chǎn)以來含水始終控制在10%以內(nèi);X221區(qū)第9個月含水突破30%,第22個月含水突破60%;X53區(qū)見效后很快見水,反映了人工縫與天然裂縫溝通,投產(chǎn)第11個月含水已突破30%,投產(chǎn)第18個月含水突破50%。

    通過分區(qū)開發(fā)歷史數(shù)據(jù)分析可知,由于注采政策的不同,導(dǎo)致見效、見水以及遞減規(guī)律方面存在著較大差異,但變化均遵循三個階段:初期遞減階段,這一階段油井見效具有明顯的滯后期,這一時期產(chǎn)量遞減的;見效穩(wěn)產(chǎn)階段,一是注水見效后產(chǎn)能上升幅度大,二是注水見效后單井產(chǎn)能增加幅度小,三是油井見效增產(chǎn)幅度不明顯,但產(chǎn)能基本保持為擬定,四是油井見效后很快見水并快速水淹,產(chǎn)量快速下降;后期遞減階段。

    表2 XX油田鎮(zhèn)287井區(qū)長8油藏歷年主向見水井統(tǒng)計

    4.2 見水原因分析

    (1)微裂縫發(fā)育是含水上升的主要因素。從含水分布圖可知,見水井主要分布在主向,裂縫及微裂縫的發(fā)育,導(dǎo)致含水上升。

    截止目前X53區(qū)主向見水14口,平均見水周期531 d,南部見水周期為328 d,北部見水周期為749 d,見水比例60.87%,日影響油量40.6 t。

    (2)不同井網(wǎng)部署是造成含水上升的一個主要原因。X53區(qū)井網(wǎng)480×180 m,與X218區(qū)相比,井距偏小,排距偏大,是造成主向早期見水的重要要原因;X221區(qū)井距520×140 m,主向見水但側(cè)向見效程度較高;X218區(qū)井網(wǎng)520×180 m,由于不斷優(yōu)化注水技術(shù)政策,未出現(xiàn)新增見水井。

    (3)吸水剖面不均是異常見水原因之一。2016年共測試吸水剖面26口,其中吸水剖面不均、出現(xiàn)尖峰狀吸水的井10口,部分井對應(yīng)油井含水出現(xiàn)不同程度的上升。

    (4)累計注水量與含水上升有一定的相關(guān)性。目前長8油藏注水井平均單井累計注水量1.15×104m3,最高累計注水量4.16×104m3,由于裂縫的存在,主向油井已進(jìn)入見水期。累計注水量與含水分布圖對應(yīng)關(guān)系上看有一定的對應(yīng)關(guān)系,但對應(yīng)不明顯。

    5 結(jié)論及建議

    5.1 結(jié)論

    (1)做好動態(tài)監(jiān)測和跟蹤分析研究是制定見水治理技術(shù)的保證。

    (2)脈沖試井方法可以有效的判斷見水的主要方向,是相對有效的方式之一,技術(shù)工序相對簡單,費(fèi)用較低,經(jīng)濟(jì)效益較好是下步判斷見水的主要方向。

    (3)動態(tài)驗(yàn)證法判斷見水方向使用有限,因生產(chǎn)因素中影響因素過多,判斷的準(zhǔn)確性偏差,還需要其他測試方式來完成對見水方向的判別。

    (4)裂縫發(fā)育油藏可采用堵水調(diào)剖進(jìn)行治理,建議后期實(shí)施油井或水井堵水試驗(yàn)。

    (5)加強(qiáng)受裂縫控制的三類井分類治理,對Ⅰ類井實(shí)施轉(zhuǎn)(油井轉(zhuǎn)注)、堵(水井堵水),對Ⅱ類井調(diào)(平面調(diào)差)、堵(堵油井),對Ⅲ類井實(shí)施措施改造。

    (6)加強(qiáng)注采調(diào)控,由于長8裂縫發(fā)育,合理調(diào)整注采比例,可以避免暴性水淹油井,減緩遞減,提高最終采收率。

    5.2 建議

    繼續(xù)抓好“注水”和“控水”兩個環(huán)節(jié),確保油田穩(wěn)產(chǎn):(1)見水方向識別。脈沖試井2口:X160-31、X156-31。(2)見水井堵裂縫,降低含水,恢復(fù)儲量控制。油井堵水1口:X87-52。(3)繼續(xù)開展“平面調(diào)差”,改善地層滲流狀況。平面調(diào)差4口:X156-31、X158-29、X164-30、X89-44。(4)調(diào)整平面滲流狀況,提高水驅(qū)效率。平面調(diào)整3口:X212-17、X212-19、X214-21。(5)剖面調(diào)整,提高水驅(qū)動用程度。剖面調(diào)整5口:X214-17、X214-19、X86-49、X155-32、X163-31。(6)根據(jù)壓力分布細(xì)化分區(qū)注水技術(shù)政策。

    [1]段毅,張勝斌,鄭朝陽,等. 鄂爾多斯盆地馬嶺油田延安組原油成因研究. 地質(zhì)學(xué)報.2007,81(10):1407-1415.

    [2]郭正權(quán),張立榮,楚美娟,等. 鄂爾多斯盆地南部前保羅紀(jì)古地貌對延安組下部油藏的控制作用. 古地理學(xué)報.2008,10(1):63-71.

    [3]王春宇,張志國,李兆明,等. 鄂爾多斯盆地馬嶺油田高分辨率層序地層分析及沉積體系研究. 地質(zhì)力學(xué)學(xué)報.2007,13(1):70-77.

    [4]鄭希民, 宋廣壽, 王多云, 等. 陜甘寧盆地隴東地區(qū)長8 油組厚層非均質(zhì)砂體的沉積學(xué)解剖[J]. 沉積學(xué)報.2003, 21(2): 272-276.

    [5]王成玉,韓永林,王秀娟,等.西峰、鎮(zhèn)北地區(qū)長8沉積相再認(rèn)識. 理論研究.低滲透油氣田.2005.9(10),3.

    2016-09-28

    吳越(1993-),女,山西平順人,助理工程師,主要從事油田開發(fā)工作。

    P618.13

    B

    1004-1184(2017)01-0173-03

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