低成本轉(zhuǎn)流線技術(shù)在低滲透儲層中的應(yīng)用
——以勝坨油田沙河街組9層系井區(qū)為例

金 英

(中國石化勝利油田分公司 勝利采油廠,山東 東營 257000)

經(jīng)過2010年井區(qū)矢量化調(diào)整的實施,沙二9層系作為一套井網(wǎng),單獨開發(fā)。層系井網(wǎng)完善,儲量控制程度和注采對應(yīng)率均達到100%。通過近幾年的調(diào)整,井區(qū)各項開發(fā)指標都有所改善,按照“三線四區(qū)”經(jīng)濟運行模型,按照油價50＄/bbl進行評價井區(qū)屬于邊際有效區(qū)。如何通過注采調(diào)整措施改善井區(qū)的開發(fā)效益,尋找提高改善效益的突破點,是井區(qū)面臨的主要問題。通過不斷探索,總結(jié)出了適合本層系的周期注采調(diào)整手段,結(jié)合建模數(shù)模一體化軟件,優(yōu)化調(diào)整措施,精細剩余油挖潛,實施后井區(qū)日產(chǎn)油量增加3.9 t,噸油操作成本下降14元。

1 地質(zhì)概況

勝坨油田沙河街組9層系位于勝坨油田勝利村穹隆背斜構(gòu)造的西南翼，北面、東面分別被7號、9號斷層所切割(圖1)。井區(qū)物源來自東北方向，以三角洲前緣相沉積為主，發(fā)育遠砂壩、水下分流河道、河口壩等沉積微相。砂層組共發(fā)育兩個含油小層91、92層，含油面積2.5 km2，地質(zhì)儲量139×104t。

圖1 區(qū)域構(gòu)造位置

1.1 剩余油分布狀況

沙二9井區(qū)剩余油普遍分布,局部富集,由于儲層非均質(zhì)性及開采的不均衡性,導(dǎo)致儲量動用不均衡。結(jié)合數(shù)模預(yù)計及近期11口鉆遇新井的資料顯示,井區(qū)平均剩余油飽和度41.5%。其中主流線剩余油飽和度39.8%,次流線剩余油飽和度45.9%(圖2),靠近斷層、構(gòu)造高、井間部位剩余油富集,潛力較大。

圖2 沙二9井區(qū)剩余油飽和度

1.2 井網(wǎng)及流線狀況

井網(wǎng)完善后,通過近幾年的油水聯(lián)動注采調(diào)整措施,共培養(yǎng)加強了27個方向的流線。通過示蹤劑跟蹤以及動態(tài)情況,清晰認識了井區(qū)主流線方向17個,次流線方向10個。位于主流線方向的油井7口,次流線方向6口(圖3)。

1.3 開發(fā)現(xiàn)狀

井區(qū)開油井13口,水井11口,平均單井日產(chǎn)液量19.8 t,次流線油井單井日產(chǎn)液量16.4 t(最大日產(chǎn)液量19.8 t),主流線油井單井日產(chǎn)液量22.8 t(最大日產(chǎn)液量43.7 t),次流線油井提液空間有限(表1)。平均單井日油產(chǎn)液量1.8 t,綜合含水89.1%,采出程度29.8%,動液面940 m,地層壓力17.2 MPa。井區(qū)能量整體呈恢復(fù)的狀態(tài),但南部井區(qū)未見效,平均液面1 880 m,能量較差。

井區(qū)投產(chǎn)初期,單井產(chǎn)液量4～5 t/d,注水開發(fā)后不斷上升,開發(fā)后期井網(wǎng)矛盾突出導(dǎo)致單井產(chǎn)液量有所下降,隨著井網(wǎng)完善,精細水注入,能量逐漸恢復(fù),單井產(chǎn)液量上升至19.8 t/d。

沙二9層系中高含水期含水上升率較高,為3.6%～5.5%,特高含水期后,含水上升率下降為0.28%。開發(fā)初期差距大,經(jīng)過矢量化調(diào)整,含水趨于理論值,開發(fā)效果明顯改善。

沙二9井區(qū)采用B2級水質(zhì),18 MPa壓力系統(tǒng)注水,平均單井注水量為30 m3/d,其中含油量、懸浮固體含量均達標,基本滿足配注需求,有效的增加注水有效率。 井區(qū)在平均每口井每年酸化1次的基礎(chǔ)上,基本滿足井區(qū)目前的注水需求,注水壓力16.3 MPa,吸水指數(shù)18.7 m3/d.MPa,啟動壓力為11.7 MPa。

圖3 調(diào)整前后沙二9砂組注采流線圖

表1 沙二9砂組油井生產(chǎn)情況

2 存在問題及技術(shù)對策

按照“三線四區(qū)”經(jīng)濟運行模型,按照油價50＄/bbl進行評價井區(qū)屬于邊際有效區(qū),需改善井區(qū)開發(fā)效益。從開發(fā)中存在的問題進行分析出發(fā),尋找提高改善效益的突破點。

2.1 開發(fā)中存在的問題

平面能量恢復(fù)不均衡:井區(qū)整體能量恢復(fù)較好,已恢復(fù)至17.1 MPa,但平面恢復(fù)不均衡,主流線方向平均單井動液面470 m,次流線方向單井動液面1 316 m。

平面產(chǎn)液不均衡:井區(qū)主流線油井平均單井日液能力24.1 t,米采液強度4.8 t/d,次流線油井平均單井日液能力17.2 t,米采液強度2.5 t/d。

平面動用不均衡:沙二9井區(qū)綜合含水90.0%,采出程度26.13%,剩余油富集。平均剩余油飽和度41.5%,主流線剩余油飽和度39.8%,次流線剩余油飽和度45.9%。

沙二9井區(qū)整體不均衡現(xiàn)象明顯,剩余油富集具備調(diào)整潛力。如何在現(xiàn)有井網(wǎng)、井距下,通過低成本注采調(diào)整手段,均衡流線、均衡動用,提高井區(qū)開發(fā)效益是井區(qū)面臨的主要問題。

2.2 技術(shù)對策

2.2.1 建模數(shù)模一體化軟件

儲層的矢量特征導(dǎo)致各向水驅(qū)不均衡,注入水沿高滲方向優(yōu)勢滲流,形成主流線和弱流線。而轉(zhuǎn)流線就是通過有效手段改變流線強弱或方向,達到抑強扶弱、均衡水驅(qū)的目的。針對沙二9井區(qū)存在的平面不均衡問題,提出了轉(zhuǎn)流線對策。

首先使用建模數(shù)模一體化軟件,建立了井區(qū)流線模型,模擬流線轉(zhuǎn)變情況。結(jié)合井區(qū)生產(chǎn)注入狀況、井網(wǎng)和流線及剩余油分布狀況,對井區(qū)轉(zhuǎn)流線技術(shù)進行可行性分析(表2)。

下面選取沙二9層系較具有代表性的中部井組ST2-0X181井組,模擬轉(zhuǎn)流線調(diào)整。調(diào)整對策1:主流線油井降參控液。計劃對主流線方向ST2-0-104油井實施降參控液調(diào)整。ST2-0-104井降液50%后低于次流線油井的液量進行生產(chǎn),調(diào)整后模型流線圖顯示井組流線轉(zhuǎn)變并不徹底,井間滯留區(qū)剩余油仍然得不到充分利用(圖4)。

表2 沙二9砂組轉(zhuǎn)流線技術(shù)手段可行性分析表

圖4 井區(qū)調(diào)控前后流線模型對比

(1)利用主流線油井控液,弱化強驅(qū)方向流線,井區(qū)注采比被動上升,推動注入水流動方向向次流線油井轉(zhuǎn)變。但地下油藏具有一定不確定性,無法準確把握和評估流線的具體流動方向,致使控液力度不夠,注入水仍然沿著主流線方向竄流,導(dǎo)致主流線油井水淹。

(2)參考有關(guān)周期注采的文獻后,提出了變推動為引導(dǎo)的思路轉(zhuǎn)變,即對主流線油井進行周期關(guān)井,斬斷強驅(qū)方向流線;而次流油井正常開采,強化弱驅(qū)方向流線。對水井進行配注優(yōu)化,保證次流線油井能量恢復(fù)[1]。

按照引導(dǎo)流線轉(zhuǎn)變的調(diào)整思路將主流線油井周期關(guān)井的調(diào)整方法在ST2-0X181井組流線模型中進行模擬預(yù)測。主流線ST2-0-104井關(guān)井后,井組流線模型顯示注入水流動方向由原來的向中部匯集轉(zhuǎn)變?yōu)橄蜻叢績煽谟途畢R集,轉(zhuǎn)流線效果明顯,且井間滯留區(qū)儲量得到了明顯動用(圖4)。通過周期采油轉(zhuǎn)流線調(diào)整,進行關(guān)井周期的優(yōu)化,以一年為一個周期,確定增油效果最好的主流線油井關(guān)井4個月,開井8個月為最終調(diào)整周期。

從井區(qū)流線、儲量動用、成本等方面分析,調(diào)整措施2更符合目前動態(tài)調(diào)整需求,可行性更高,是最優(yōu)調(diào)整措施。

2.2.2 不穩(wěn)定注水

主流線油井開井后,采取不穩(wěn)定注水模式,穩(wěn)定井區(qū)注采比,抑制主流線油井水竄。

不穩(wěn)定注水也稱周期注水、或間歇注水,即通過周期性地改變注水方向或注水量的一種水驅(qū)開采方式,它具有適應(yīng)性廣、投入少、見效快的特點,上世紀五、六十年代廣泛應(yīng)用于前蘇聯(lián),勝坨油田于八十年代中后期開始逐步應(yīng)用,并取得很好的增油降水開發(fā)效果[2]。

隨著開采的深入,注入水容易沿高滲層和裂縫系統(tǒng)向前突進,而不易波及到低滲層。而低滲層具有較高的含油飽和度,形成剩余油富集帶。但低滲層吸水性差,或者不吸水,高滲層和裂縫系統(tǒng)吸水性強[3-4]。

周期性地改變注水方向或注水量的一種水驅(qū)開采方式。機理是非均質(zhì)儲層中,高滲透層與低滲透層因周期改變注水壓力而產(chǎn)生的壓力差,在此壓差的作用下,產(chǎn)生流體的相對流動,改善剩余油富集區(qū)。不穩(wěn)定注水有利于井網(wǎng)完善地區(qū)低滲層段的儲量動用,有利于平面上注水非主流線和死油區(qū)剩余油的開采,有利于與水井不連通儲層潛力的發(fā)揮。

3 實例應(yīng)用效果分析

選取了能量恢復(fù)好,位于主流線方向油井4口,實施周期采油。這4口油井的流線轉(zhuǎn)變將影響整個井區(qū)的流線分布,預(yù)計實施后井區(qū)新增流線3條,加強流線4條(圖5)。

圖5 沙二9砂組注采流線圖(砂厚)

3.1 井組調(diào)整效果

ST2-0X181井組主流線油井ST2-0-104井關(guān)井后,對周圍水井進行注示蹤劑跟蹤觀察轉(zhuǎn)流線效果,發(fā)現(xiàn)ST2-0-287水井新井流線一條即由ST2-0-287井到ST2-0X181井方向的流線,而油井ST2-0X181生產(chǎn)情況反應(yīng)明顯,日增油1.0 t(最高1.9 t),綜合含水下降3.6%,動液面回升131 m。而整個井組能量穩(wěn)定,綜合含水下降1.5%,日產(chǎn)油量平均增加1.2 t,效益變好,噸油操作成本降低22元,截止到2017年12月,井組累增油420 t。

ST2-1XN222井組位于井區(qū)的最南部,對主流線2口油井進行關(guān)井后,水井示蹤劑跟蹤,新增流線1條,2-1-220-2-1XN207方向。整個井區(qū)調(diào)整效果較調(diào)整前,日產(chǎn)油量增加1.1 t,綜合含水下降2.6%,動液面回升82 m,噸油操作成本由762元下降至743元。

3.2 井區(qū)調(diào)整效果

井區(qū)較調(diào)整前日產(chǎn)液量由229 t上升至266 t,綜合含水由90.17%下降至88.1%,日產(chǎn)油量由22.5 t上升至25.6 t,動液面上升78 m,開發(fā)效果好轉(zhuǎn)。噸油操作成本下降14元,按照油價50＄/bbl(2 218 元/t)進行評價,井區(qū)屬于盈利高效區(qū),實現(xiàn)井區(qū)效益升級。

4 結(jié) 論

(1)在流線調(diào)整和轉(zhuǎn)變過程中,運用數(shù)模流線模型可以更加直觀描述流線轉(zhuǎn)變效果,可以清晰描述剩余油的有效動用狀況,同時井區(qū)生產(chǎn)注入狀況、井網(wǎng)和流線及剩余油分布狀況,對井區(qū)轉(zhuǎn)流線技術(shù)進行可行性分析,優(yōu)化動態(tài)調(diào)整方案。

(2)開展周期采油轉(zhuǎn)流線技術(shù),可以使井間滯留區(qū)儲量得到有效動用。同時對其他井區(qū)平面產(chǎn)液不均衡井組,進行產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整,提供指導(dǎo)和借鑒意義。