厄瓜多爾D-F油田穩(wěn)油控水技術(shù)政策

武凡皓

(中國(guó)石油遼河油田公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，遼寧 盤(pán)錦 124010)

厄瓜多爾D-F油田穩(wěn)油控水技術(shù)政策

武凡皓

(中國(guó)石油遼河油田公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，遼寧 盤(pán)錦 124010)

厄瓜多爾D-F油田是一個(gè)開(kāi)發(fā)近四十年的老油田，目前油田開(kāi)發(fā)已進(jìn)入“雙高”階段，穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)十分嚴(yán)峻。同時(shí)研究區(qū)面臨構(gòu)造精度低、油水關(guān)系復(fù)雜、剩余油分布零散、注采井網(wǎng)不完善等諸多問(wèn)題。通過(guò)重構(gòu)地下認(rèn)識(shí)體系，開(kāi)展精細(xì)地質(zhì)研究，摸清剩余油分布規(guī)律，并采用天然能量合理利用技術(shù)及注水優(yōu)化技術(shù)，有效地減緩了產(chǎn)量遞減和含水上升速度，為同類(lèi)型油藏的開(kāi)發(fā)提供了一定的借鑒。

剩余油分布；注采井網(wǎng)；注水優(yōu)化技術(shù)；含水上升速度；厄瓜多爾

厄瓜多爾D-F油田是大型低幅度構(gòu)造背景下的巖性-構(gòu)造油藏，具有很強(qiáng)的邊底水能量，目前油田已經(jīng)進(jìn)入特高含水階段，油水分布狀況亦更加復(fù)雜，油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的難度越來(lái)越大。油田年產(chǎn)油規(guī)模97×104t，采油速度1.22%，累積產(chǎn)油2 794×104t，采出程度38.9%，綜合含水95.1%。因此，制定合理的穩(wěn)油控水對(duì)策十分重要。

1 區(qū)域概況

1.1地質(zhì)特征

D-F油田構(gòu)造上位于厄瓜多爾奧連特前陸盆地東北部，構(gòu)造面積約74 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量7 182×104t，自下而上發(fā)育地層為白堊系Napo組的T、U、M1層和古近系底部的Basal Tena層，主要含油層系為白堊系Napo組的M1砂巖。研究區(qū)沉積相為潮控三角洲沉積[1-5]，發(fā)育有潮汐河道、潮汐河道間、潮汐砂壩和內(nèi)陸棚泥4種微相，巖性為下粗上細(xì)的石英砂巖，儲(chǔ)層物性好，平均孔隙度為25%左右，滲透率主要分布在2 000×10-3μm2以上，屬于高孔特高滲儲(chǔ)層。油藏埋深為-2 097～-2 142 m，油層厚度一般為7～14 m，為厚層塊狀邊底水巖性-構(gòu)造油藏。

1.2開(kāi)發(fā)歷程

D-F油田采用三角形基礎(chǔ)井網(wǎng)，600 m井距，油田內(nèi)共完鉆各類(lèi)井169口，其中油井134口，注水井12口。油田從1978年投入開(kāi)發(fā)以來(lái)，經(jīng)歷了17年的試采期，到1996年油井投產(chǎn)總井?dāng)?shù)8口，開(kāi)井?dāng)?shù)7口，年產(chǎn)量上升到16.82×104t，該階段累積產(chǎn)油292.74×104t；1997—1999年為上產(chǎn)階段，投產(chǎn)總井?dāng)?shù)為35口，開(kāi)井?dāng)?shù)為30口，累積產(chǎn)油322.03×104t；2000—2006年為穩(wěn)產(chǎn)階段，投產(chǎn)總井?dāng)?shù)為112口，開(kāi)井?dāng)?shù)90口，綜合含水從69.5%上升到87.5%，平均年含水上升速度2.6%，該階段累積產(chǎn)油1 369.03×104t；2007—2012年為遞減階段，該階段末油井總井?dāng)?shù)134口，開(kāi)井92口，隨著油田含水不斷增加，油井單井產(chǎn)量逐年遞減，油田總產(chǎn)量一直遞減，階段累積產(chǎn)油809.22×104t，階段平均采油速度1.61%。

2 面臨的主要難題

2.1構(gòu)造精度低，影響井位部署

研究區(qū)受古地貌及差異壓實(shí)的雙重作用，油田內(nèi)微構(gòu)造十分發(fā)育，同時(shí)油田主力產(chǎn)層單一，主要集中在M1層，并且含油幅度低，僅為25 m，受邊底水錐進(jìn)的影響，油水關(guān)系復(fù)雜，油層底部水淹嚴(yán)重，形成油帽型及孤島型兩種剩余油富集模式，剩余油層的厚度小(1.5 m～9 m),原5 m解釋的構(gòu)造精度已無(wú)法滿足目前油田的井位部署需要。

2.2水體認(rèn)識(shí)不清，影響開(kāi)發(fā)方式的制定

研究區(qū)水體能量強(qiáng)，天然能量較充足，在天然能量開(kāi)發(fā)階段，平均單井日產(chǎn)液量最高為734.84 m3/d,但是油田內(nèi)僅少部分井存在底水，如此大的水體能量來(lái)自于哪里，有待于進(jìn)一步認(rèn)識(shí)。

2.3剩余油高度分散，挖潛難度大

研究區(qū)2007年綜合含水達(dá)到90%，進(jìn)入特高含水期，經(jīng)過(guò)35年試采、開(kāi)發(fā)，采出程度高，剩余油高度分散，優(yōu)質(zhì)措施實(shí)施殆盡，主力產(chǎn)區(qū)井網(wǎng)密度接近極限，鉆新井潛力較小，風(fēng)險(xiǎn)較大。壓力分布不均，“外澇內(nèi)旱”，西部壓力高，但水淹更嚴(yán)重，剩余油較少；東部是主力產(chǎn)區(qū)，但油層壓力低，由于產(chǎn)量任務(wù)重，不敢輕易調(diào)整。主產(chǎn)區(qū)新井風(fēng)險(xiǎn)大、優(yōu)質(zhì)措施少，加上產(chǎn)量任務(wù)重，調(diào)整難度大，造成目前油田挖潛難度加大。

2.4注采井網(wǎng)不完善，開(kāi)發(fā)效果較差

研究區(qū)油藏類(lèi)型屬于邊底水油藏，邊底水能量較強(qiáng)，但仍需注水補(bǔ)充部分能量，2002年開(kāi)始實(shí)施邊部注水開(kāi)發(fā)。這種注水方式，是一種加強(qiáng)邊底水能量的注水方式。缺點(diǎn)：一是注入水部分損失到邊底水中；二是注入水經(jīng)過(guò)一線井截流，造成內(nèi)部見(jiàn)效井少，目前僅有35口井見(jiàn)效；三是造成平面上“外澇內(nèi)旱”壓力分布，目前西部斷層附近壓力高，而東部主力產(chǎn)區(qū)壓力低，影響油藏的整體開(kāi)發(fā)效果。

2.4油層縱向動(dòng)用不均，差油層動(dòng)用程度低

據(jù)5口水井吸水剖面統(tǒng)計(jì)，射開(kāi)厚度118.2 m，吸水厚度59.1 m，不吸水厚度59.2 m。吸水層中，70.5%注入水進(jìn)入M1_1小層，M1_2吸水量25%，M1_3更少僅4.5%，水流沿大孔道竄進(jìn)，已經(jīng)形成固定通道，因此采取有效措施，勢(shì)在必行。

3 穩(wěn)油控水技術(shù)政策

3.1重構(gòu)地下認(rèn)識(shí)體系，奠定穩(wěn)油控水地質(zhì)基礎(chǔ)

1)細(xì)分層系，建立地層格架。結(jié)合標(biāo)志層特征，以伽馬曲線特征為主，其他電性特征為輔，對(duì)M1砂巖進(jìn)行小層細(xì)分，共劃分3個(gè)小層，共計(jì)169口井，為研究工作的開(kāi)展奠定堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。

2)井震結(jié)合，精細(xì)刻畫(huà)構(gòu)造。研究區(qū)地震品質(zhì)較高，有效頻帶寬度10～60 Hz，主頻34 Hz，縱向分辨率可達(dá)6m。結(jié)合高品質(zhì)三維地震資料，通過(guò)創(chuàng)新建立低幅度構(gòu)造精細(xì)解釋技術(shù)序列[6-8]，綜合應(yīng)用時(shí)間切片技術(shù)、相干體分析技術(shù)、加密解釋測(cè)網(wǎng)技術(shù)、自動(dòng)追蹤技術(shù)、人工干預(yù)解析技術(shù)、變速成圖等一系列適用性技術(shù)，從斷裂系統(tǒng)描述，細(xì)節(jié)描述和構(gòu)造成圖三方面[9-13]，重構(gòu)研究區(qū)地下構(gòu)造模型。最終解釋正向微構(gòu)造29處，構(gòu)造主要為背斜和不規(guī)則的正向構(gòu)造；負(fù)向微構(gòu)造16處，斜面微構(gòu)造9處，構(gòu)造面積和構(gòu)造幅度均較小。同時(shí)這套低幅度構(gòu)造識(shí)別技術(shù)可以有效識(shí)別構(gòu)造幅度小于2 m的圈閉。經(jīng)過(guò)實(shí)踐，新投產(chǎn)的3口井，預(yù)測(cè)構(gòu)造精度誤差小于1.5 m，平均鉆遇油層厚度7 m，平均單井初期日產(chǎn)油70 t/d，平均單井初期日產(chǎn)液142 m3/d，新井優(yōu)化部署效果顯著。

3)明確沉積，開(kāi)展儲(chǔ)層評(píng)價(jià)。綜合應(yīng)用巖芯、測(cè)井及動(dòng)態(tài)信息，結(jié)合區(qū)域沉積背景及已有研究成果，對(duì)研究區(qū)M1砂巖進(jìn)行沉積微相分類(lèi)及特征分析。研究區(qū)發(fā)育為潮控三角洲沉積，同時(shí)優(yōu)選對(duì)沉積微相特征響應(yīng)強(qiáng)烈的均方根振幅屬性，開(kāi)展儲(chǔ)層展布形態(tài)刻畫(huà)，分析儲(chǔ)層影響因素。研究區(qū)沉積微相和砂體厚度在一定程度上影響了儲(chǔ)層物性。優(yōu)選構(gòu)造位置相對(duì)較高，砂體厚度大于6 m的潮汐河道砂作為井位部署有利區(qū)帶。

4)動(dòng)靜結(jié)合，落實(shí)油水關(guān)系。在儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，動(dòng)靜結(jié)合，綜合識(shí)別水淹層。研究區(qū)水淹井開(kāi)發(fā)特征上表現(xiàn)為鄰井注水或距邊底水近，且鄰井同層開(kāi)采生產(chǎn)的特點(diǎn)；電性特征上表現(xiàn)為自然電位幅度異常增大，電阻率呈指狀或刺狀，綜合解釋水淹層32個(gè)層，解決油水矛盾，指導(dǎo)油藏的整體開(kāi)發(fā)。受構(gòu)造及巖性的雙重控制，研究區(qū)共形成7個(gè)大小不一的油藏，各自具有獨(dú)立的油水界面，油水界面向西南逐漸變低，跟構(gòu)造趨勢(shì)基本一致。

5)趨勢(shì)約束，構(gòu)建地質(zhì)模型。綜合應(yīng)用地震解釋成果、鉆完井及測(cè)井資料，通過(guò)地震趨勢(shì)約束、重構(gòu)曲線及序貫高斯模擬等方法，建立了該區(qū)精細(xì)三維地質(zhì)模型，主要為剩余油挖潛及綜合調(diào)整研究提供可靠的地質(zhì)依據(jù)。

3.2剩余油分布規(guī)律研究，落實(shí)穩(wěn)油控水物質(zhì)基礎(chǔ)

根據(jù)低幅度構(gòu)造強(qiáng)天然水驅(qū)的特點(diǎn)，采用動(dòng)態(tài)法和數(shù)值模擬法研究剩余油分布規(guī)律和主控因素[14-20]。通過(guò)繪制水淹圖，結(jié)合沉積微相、砂體厚度和構(gòu)造與剩余油分布之間的關(guān)系，確立了4種剩余油平面分布類(lèi)型，包括構(gòu)造控制型、巖性控制型、井間滯留型和動(dòng)用差零散型剩余油，研究不同類(lèi)型剩余油挖潛對(duì)策及措施潛力，以達(dá)到提高采收率，減少開(kāi)發(fā)風(fēng)險(xiǎn)的目的。

3.3天然能量合理利用技術(shù)，改善油田開(kāi)發(fā)效果

油藏雖然天然能量較為充足，但油藏遠(yuǎn)離邊底水部分見(jiàn)效差，且邊部注水井見(jiàn)效方向單一，采用天然水驅(qū)為主，人工注水為輔的開(kāi)發(fā)技術(shù)，以提高油井受效方向，提高水驅(qū)波及體積。研究區(qū)采液速度逐年升高，2004—2011年為18.5%～26%，相比遼河主要潛山采液速度要高出很多，高采油速度極易造成含水迅速上升，采油量下降。通過(guò)做出每口井日產(chǎn)液量、含水曲線，根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析含水穩(wěn)定時(shí)的日產(chǎn)液量，從而制定出單井的合理日產(chǎn)液量。研究制定研究區(qū)定向井合理單井日產(chǎn)液量為222.58 m3，水平井合理單井日產(chǎn)液量為604.15 m3。制定合理單井日產(chǎn)液量對(duì)老油田穩(wěn)油控水至關(guān)重要，值得國(guó)內(nèi)外同類(lèi)型油藏開(kāi)發(fā)借鑒。

3.4注水優(yōu)化技術(shù)，確保油田開(kāi)發(fā)效果

油田注水開(kāi)發(fā)是一種重要的開(kāi)發(fā)模式，它能有效地補(bǔ)充地層能量，對(duì)油田穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)起到重要作用[21]。從數(shù)值模擬結(jié)果來(lái)看如圖1a)所示，不注水效果最差，原因是油藏得不到充足能量補(bǔ)充，影響產(chǎn)量；邊緣注水效果次之，原因是油藏東部得不到有效能量補(bǔ)充；邊緣加點(diǎn)狀注水效果最好，可以有效克服邊緣注水的缺點(diǎn)；通過(guò)模擬不同產(chǎn)液量下如圖1b)所示，階段產(chǎn)油效果先變好后變差，最終確定產(chǎn)液量為0.8倍時(shí)效果最好；在采液量一定的情況下，模擬油藏壓力保持水平如圖1c)所示，可以看出壓力保持為原始?jí)毫?.87倍時(shí)總體生產(chǎn)效果較好，階段產(chǎn)油量最高；在合理產(chǎn)液量下如圖1d)所示，模擬不同壓力保持水平，對(duì)應(yīng)注采比為0.5、0.6、0.7、0.8、0.9，當(dāng)壓力保持0.87時(shí)，對(duì)應(yīng)注采比為0.7開(kāi)發(fā)效果最好，預(yù)計(jì)采收率提高2.14%。

4 實(shí)施效果

通過(guò)油藏精細(xì)管理、新井優(yōu)化部署和老井措施挖潛等一系列穩(wěn)油控水技術(shù)的研究和應(yīng)用，有效的減緩了產(chǎn)量遞減和含水上升。目前，研究區(qū)共部署新井3口，累積增油1.5×104t；實(shí)施措施13井次，累計(jì)措施增油4 518.7 t，其中補(bǔ)孔措施2次，復(fù)產(chǎn)措施3次，堵水1井次，撈油7井次。補(bǔ)孔和復(fù)產(chǎn)措施效果最好，占總措施增油量的79%。措施增油和新井的產(chǎn)能續(xù)建，使研究區(qū)年綜合遞減率由2004年的11.25% 降至2016年6月的8.08%，含水上升率由0.46%降至0.3%，實(shí)現(xiàn)了“雙高期”老油田穩(wěn)油控水的目標(biāo)。

5 結(jié)論

1)重構(gòu)地下認(rèn)識(shí)體系是應(yīng)用高分辨率三維地震資料和高密度井網(wǎng)資料，重新認(rèn)識(shí)老油田地質(zhì)特征的一種技術(shù)手段；2)重構(gòu)地下認(rèn)識(shí)體系是老油田“穩(wěn)油控水”的基礎(chǔ)；3)摸清剩余油分布規(guī)律，采用天然能量合理利用技術(shù)及優(yōu)化開(kāi)發(fā)方式，是老油田“穩(wěn)油控水”的核心。

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TechnicalPolicyofStabilizingOilandControllingWaterforD-FOilfieldinEcuador

WU Fan-hao

(Institute of Exploration and Development, Liaohe Oilfield Company, Petrochina,Panjin 124010, Liaoning, China)

Ecuador D-F Oilfield is an old oil field which has been developed for nearly forty years. The oil field’s development has entered a stage of “double high” with grim stable production. At the same time, the study area has the problems such as low accuracy of construction, complex oil-water relationship, scattered distribution of remaining oil, imperfect injection-production pattern and so on. By reconstructing underground recognition system, carrying out fine geology research, finding out remaining oil distribution law, using rational utilization of natural energy technology and optimization of water injection technology, we have effectively slowed down the production decline and water cut rising rate. All of the above hopefully will offer some reference for the development of similar reservoirs.

distribution of remaining oil; injection-production pattern; optimization of water injection technology; water cut rising rate; Ecuador

TE32

B

1008-9446(2017)04-0010-04

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)(重油油藏和油砂經(jīng)濟(jì)高效開(kāi)發(fā)技術(shù))：2011ZX05032-001

2017-02-10

武凡皓(1985-)，男，遼寧開(kāi)原人，工程師，碩士，主要從事石油地質(zhì)綜合研究工作，E-mail: wufh6@petrochina.com.cn。