復(fù)雜斷塊砂巖油藏精細(xì)注水開發(fā)實(shí)踐

程殿章 趙金梁

摘 要：南堡1-3中深區(qū)塊實(shí)施滾動(dòng)開發(fā)后，初期天然能量開采遞減較快，水井工作量滯后，井網(wǎng)部署較不規(guī)則，油井地層能量得不到有效補(bǔ)充。地層連通關(guān)系復(fù)雜，且平面、層間矛盾突出，對(duì)應(yīng)油井未見明顯受效反映;通過綜合調(diào)整方案的實(shí)施，優(yōu)化注采關(guān)系，緩解了平面矛盾，改善水驅(qū)控制及動(dòng)用程度，為區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)提供了有力保證。

關(guān)鍵詞：動(dòng)態(tài)分析;層間矛盾;井網(wǎng)調(diào)整;水井遇阻

1 井組概況

1.1 井組油藏概況

該井組位于位于1-3區(qū)101X18斷塊，整體構(gòu)造特征為受1號(hào)斷層控制的北東走向的斷鼻構(gòu)造，主要發(fā)育受南堡斷層控制的補(bǔ)償斷層，其Ed1Ⅰ油組為正旋回沉積，細(xì)砂巖與泥巖互層。東一段整體反映出沉積水體逐漸變淺再變深的過程。NgⅣ地層由于受玄武巖發(fā)育影響，旋回特征不明顯。含油層位NgⅣ及Ed1，油藏埋深2500-2700m，館陶組為辮狀河砂體，平均孔隙度24.5%，平均滲透率221.4×10-3μm2;東一段為三角洲前緣沉積，平均孔隙度20.7%，平均滲透率45.3×10-3μm2;原油性質(zhì)為常規(guī)稀油，油藏類型為受構(gòu)造控制的層狀構(gòu)造巖性油藏。

1.2 井組儲(chǔ)量分布

101X18斷塊主要開發(fā)層系為NgⅣ+Ed1Ⅰ+Ⅱ油組，其中NgⅣ②、Ed1Ⅰ②、Ed1Ⅱ①為主力小層，517井組控制地質(zhì)儲(chǔ)量22.47萬t，累計(jì)產(chǎn)油3.64萬t，采出程度16.19%，剩余可采儲(chǔ)量0.86萬t。

1.3 井組開發(fā)現(xiàn)狀

517井組位于1-3區(qū)101X18斷塊。目前為一注兩采式井網(wǎng)。其中包括注水井517，采油井504、530。本井組目前517正常注水;相鄰兩口油井530補(bǔ)孔后產(chǎn)量較高，504目前重射措施正排液。

1.4 井組連通情況

該井組生產(chǎn)層位屬于中孔中低滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層孔隙度變化不大，平均孔隙度22.3%，油藏非均質(zhì)性較強(qiáng)，滲透率差異較大，主要體現(xiàn)于縱向上NgⅣ②1及Ed1Ⅱ①1小層遠(yuǎn)高于相鄰層位。

2 存在問題與對(duì)策

2.1 水井測(cè)試遇阻，未滿足資料錄取及層間配注要求

517井新井一級(jí)兩段投注期間長期頂壓注水欠注，注入水量未達(dá)到配注要求，地層虧空較為嚴(yán)重;完善分注后三級(jí)四段注水，初期頂壓注水欠注原因主要受偏三和偏四調(diào)節(jié)裝置失效影響，本井2018年7月組織測(cè)試，結(jié)果顯示偏Ⅰ、偏Ⅱ、偏Ⅲ、偏Ⅳ均達(dá)到配注要求。2018年8月測(cè)吸水剖面，2018年10月及12月通井，儀器測(cè)試遇阻。

治理對(duì)策：

2.1.1 分析遇阻位置，及時(shí)測(cè)試落實(shí)遇阻原因

517井目前三級(jí)四段分注，2018年8月測(cè)吸水剖面，儀器于2599m遇阻，2018年10月及12月通井，儀器于2596m遇阻。水井測(cè)試遇阻后，組織如下措施分析遇阻原因：

①2018.10日打鉛印下至2130m時(shí)軟遇阻，反復(fù)活動(dòng)后通過，再次下放至2593m硬遇阻，反復(fù)活動(dòng)無法通過，起出儀器無明顯油污;

②2018.10高壓自循環(huán)洗井，吸入水17方/h，洗出水4方/h，洗井壓力油套壓0/15.8MPa，井口返灰漿，管柱未洗通;

③打鉛印，鉛印在2596m遇阻，起出鉛印邊緣有明顯磕痕，通過洗井結(jié)果及通井打鉛印分析認(rèn)為本井井下管柱結(jié)垢、有異物影響;

2.1.2 水井酸洗，治理測(cè)試遇阻

水井測(cè)試通井遇阻，通過洗井結(jié)果及通井打鉛印分析認(rèn)為本井井下管柱結(jié)垢、有異物影響，下步建議連續(xù)油管酸洗、滿足資料錄取及層間配注要求。

2.2 連通關(guān)系有待確定

504井投產(chǎn)以來長期處于低液量、低含水、供液不足的井口生產(chǎn)情況，除水井欠注因素影響外，分析可能本井各生產(chǎn)小層相對(duì)于鄰近斷層所處位置有待調(diào)整，油水井間連通關(guān)系有待確定。

治理對(duì)策：確定連通關(guān)系，采取井間示蹤。為確定油水井對(duì)應(yīng)連通關(guān)系，建議517底部三段分別進(jìn)行示蹤劑檢測(cè)，觀察油井504及領(lǐng)井見劑情況，判斷油井受效方向，分析相鄰油井相對(duì)于鄰近斷層所處位置，為下一步精細(xì)化注水調(diào)控提供有力依據(jù)。

2.3 注采井距過近，井網(wǎng)有待調(diào)整

517井第一段NgⅣ②17、19#層目前為鄰井530的13-17#層注水，本井與530井距過近，僅為56.1m，由于兩井連通關(guān)系較好，且注采層位為中高孔中滲儲(chǔ)層，物性較好，若持續(xù)注水可能會(huì)造成油層非均質(zhì)性加劇，530井水淹速度加快，油藏采收率降低。

治理對(duì)策：調(diào)整注采井網(wǎng)，轉(zhuǎn)注NP101X18井。由于該井與517井距過近，僅為56.1m，下步建議轉(zhuǎn)注該井NgⅣ②的25、26、28#小層，完善該區(qū)域注采井網(wǎng)，彌補(bǔ)NgⅣ②地層虧空能量。NP101X18井轉(zhuǎn)注后預(yù)計(jì)可增加注采井網(wǎng)控制儲(chǔ)量0.93萬t，水驅(qū)控制儲(chǔ)量2.56萬t，水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量7.33萬t;預(yù)計(jì)可提高1-3中深水驅(qū)控制程度0.8%，水驅(qū)動(dòng)用程度2.3%。

2.4 油井措施潛力

①1、504加密觀察：504找水重射后目前已累計(jì)排液570方，井口未見油，水性結(jié)果顯示NaHCO3，氯離子897，總礦6842，下步建議加密跟蹤504井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，分析擠封重射作業(yè)是否見效，見油后及時(shí)調(diào)整合理參數(shù)生產(chǎn);

②530調(diào)整參數(shù)：本井補(bǔ)孔后初期生產(chǎn)情況較好，但近期功圖顯示輕微供液不足，下步建議調(diào)小參生產(chǎn)。

參考文獻(xiàn)：

[1]高怡玲.南堡油田1號(hào)構(gòu)造1-1區(qū)東一段早期油藏描述[D].北京：中國石油大學(xué)，2009.