高45X1斷塊油藏潛力分析及技術(shù)對策

摘要：冀東南堡陸地油田高45X1斷塊屬于常規(guī)稀油油藏，目前油藏主力小層采出程度高、綜合含水高、剩余油挖潛難度大，本次研究旨在探索天然能量開發(fā)油藏進(jìn)入特高含水階段后剩余油挖潛方式。利用數(shù)值模擬法及常規(guī)動態(tài)分析法，形成剩余油分布主要在構(gòu)造高部位及井間的特點(diǎn);通過對采收率技術(shù)適應(yīng)性評價(jià)，優(yōu)選適合該斷塊剩余油挖潛方式，最終形成油藏開發(fā)過程中生命周期內(nèi)低含水階段延緩含水上升、高含水階段CO₂吞吐技術(shù)挖潛剩余油的技術(shù)對策，為同類油藏高效開發(fā)提供技術(shù)、管理支撐。

關(guān)鍵詞：高45X1斷塊;剩余油分布;挖潛技術(shù)對策

1.油藏概況

高45X1斷塊位于廟高斷層的上升盤，開采層位Ng油組，主力含油小層5個(gè)（NgⅢ5、NgⅢ6、NgⅢ7、NgⅢ8、NgⅢ9），油藏埋深2000～2250m，儲層巖性為河流相砂巖，高孔隙度、高滲透率儲層，孔隙度23.2%，滲透率393×10^-3mD，原油粘度9mPa·s（50℃），密度0.8728g/cm³（20℃），油藏類型為受構(gòu)造控制的邊底水層狀斷塊油藏，天然能量開發(fā)，地層能量充足。

斷塊油井12口，平均單井鉆遇17.9m/4.2個(gè)層。其中油層120m/31個(gè)，油水同層57.8m/11個(gè)，水淹層38m/8個(gè)。NgⅢ9小層油層發(fā)育較好，油井全部鉆遇油層;NgⅢ6、NgⅢ7小層部分井鉆遇油層。

按高滲透砂巖油藏開發(fā)水平分類標(biāo)準(zhǔn)，高45X1斷塊屬一類油藏。

2.開發(fā)歷程

高45X1斷塊開發(fā)經(jīng)歷了三個(gè)階段，即試采階段、滾動開發(fā)階段、全面開發(fā)階段。

2.1試采階段

G45X1井2006年1月15日開鉆、2月20日完鉆。鉆遇油層2.4m/1層，井段2274.2～2276.6m，孔隙度23.4%，滲透率159.86X10^-3μm²，含油飽和度46.9%。該井2006年3月23日投產(chǎn)，初期5mm油嘴自噴生產(chǎn)，油壓1.7MPa，日產(chǎn)液53t，日產(chǎn)油51.6t，含水2.7%。2016年5月轉(zhuǎn)抽下Ф56生產(chǎn)，階段產(chǎn)油1.88×10⁴t、產(chǎn)水4.52×10⁴t。

此階段開發(fā)特點(diǎn)：（1）鉆遇油層少、薄（2.4m/1層）;（2）開采時(shí)采液強(qiáng)度22.1t/m*d（正常5-8t/m*d），含水上升快（6.7%/月）;（3）進(jìn)高架罐生產(chǎn)，單井拉油點(diǎn)。

2.2滾動開發(fā)階段

依據(jù)G45X1井鉆井及生產(chǎn)情況，2008年9月-2011年1月為滾動開發(fā)階段，分階段相繼部署完井11口（采用大井距逐步加密及滾動擴(kuò)邊方式），縱向上NgⅢ5-NgⅢ9發(fā)現(xiàn)油層，12口油井共鉆遇50個(gè)層，有效厚度215.8m。

此階段開發(fā)特點(diǎn)：（1）完鉆投入開發(fā)井11口，液量、油量均大幅增加，日產(chǎn)油量最高170t，區(qū)塊綜合含水穩(wěn)定在70%左右;（2）以500或433螺桿泵舉升工藝為主，平均單井液量26.7t/d，采液強(qiáng)度高>10t/m*d，油井生產(chǎn)不同層位時(shí)導(dǎo)致含水快速上升;（3）進(jìn)高架罐生產(chǎn)，單井拉油點(diǎn)，成本高。

2.3全面開發(fā)階段

此階段開發(fā)特點(diǎn)：（1）2011年-至今為全面開發(fā)階段，含水持續(xù)上升，達(dá)到90%左右;部分油井補(bǔ)孔后控制采液強(qiáng)度，開發(fā)效果較好;（2）2012年3月外輸管線投用，日產(chǎn)液量500t左右，最高800t，以螺桿泵提液為主。

3.油藏潛力分析

3.1儲量動用狀況

高45X1斷塊井網(wǎng)控制程度87%，井網(wǎng)未控制儲量13%，未控制儲量主要為NgⅢ9小層?xùn)|部區(qū)域。

井網(wǎng)控制儲量包括曾經(jīng)動用、目前動用及未動用儲量。

斷塊地質(zhì)儲量采出程度25%以上，其中NgⅢ9、NgⅢ6小層儲量動用程度較高，分別為40.69%、25.58%。

3.2小層潛力分析

利用常規(guī)動態(tài)分析及油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，對各小層潛力進(jìn)行分析。以NgⅢ9-2小層為例，該小層油井位于斷層根部，采出程度40.69%;鉆遇井?dāng)?shù)12口，曾經(jīng)生產(chǎn)井6口，目前生產(chǎn)井5口，未動用井1口，具有動用程度高、采出程度高、綜合含水高“三高”特點(diǎn)。

以東部井區(qū)為例，G45-12井2008年11月投產(chǎn)，初期采液強(qiáng)度高，含水上升快，生產(chǎn)至2010年9月時(shí)含水已高達(dá)85%左右，此時(shí)G45-22井鉆井解釋水淹，補(bǔ)孔該小層，初期含水即80%，3個(gè)月后含水達(dá)到85%，基本一致;G45-20井2013年5月補(bǔ)孔，初期控制采液強(qiáng)度，低含水期生產(chǎn)天數(shù)241d，產(chǎn)油2200t，后含水快速上升。

高部位油井動用后，低部位油井存在水淹風(fēng)險(xiǎn)，生產(chǎn)時(shí)含水上升快或高含水。而剩余油分布研究是油田開發(fā)后期油藏管理的主要任務(wù)^[2-4]，在高含水油藏單靠一種技術(shù)難以認(rèn)清剩余油分布狀況，必須綜合運(yùn)用地質(zhì)綜合、測井、井間示蹤、數(shù)值模擬等技術(shù)，才能準(zhǔn)確預(yù)測剩余油的分布^[5]。通過本斷塊的研究，剩余油分布特點(diǎn)：在斷層根部相對富集，含油飽和度45%～50%;井間周圍剩余油飽和度35%～45%;構(gòu)造腰部剩余油飽和度<35%（圖1）。

下面針對未動用潛力和已動用潛力兩方面提出技術(shù)對策。（1）未動用儲量潛力分析：NgⅢ9-2小層僅G45-26井未動用，該井位于構(gòu)造高部位，剩余油飽和度45%～50%，盡管測井解釋水淹層，但分析有補(bǔ)孔潛力，建議射孔頂部1.4m，生產(chǎn)初期控制液量10t以內(nèi)，可以減緩含水上升速度。（2）已動用儲量潛力分析：目前油井基本高含水，井筒附近剩余油飽和度35%～45%，剩余油主要集中在斷層根部及部分井井間。建議實(shí)施吞吐及協(xié)同吞吐進(jìn)行挖潛，下一步直接吞吐井4口（G45-12、G45-14、G45-15、G45-16）、回采+吞吐井6口（G45-10、G45-11、G45-13、G45-20、G45-22、G45-28）、堵水井1口（G45X1）。

3.3斷塊潛力分析

按照NgⅢ9-2小層分析方法，對該斷塊各小層、單井潛力進(jìn)行逐一分析。

未動用儲量：分析潛力井11井次，其中油層待動用8井次，以A類潛力為主;水淹層動用潛力3井次，以B類潛力為主。這部分井儲量占未動用儲量的54.4%，全部動用后可以提高儲量動用15.3個(gè)百分點(diǎn)（見表1）。

已動用儲量：制定以吞吐及回采+協(xié)同吞吐措施為主措施24井次，其中A類潛力3井次、B類潛力21井次（見表2）。

4、開發(fā)技術(shù)對策

為了進(jìn)一步提高采收率，生產(chǎn)過程中開展了一系列剩余油挖潛技術(shù)試驗(yàn)：

（1）控制采液強(qiáng)度，延長油井穩(wěn)產(chǎn)期。以G45-14井為例，該井2011年1月投產(chǎn)NgⅢ9的20^#層，油層中部壓力系數(shù)0.94;初期抽噴，日產(chǎn)液21.7t，日產(chǎn)油21.1t，含水2.8%，采液強(qiáng)度9t/m*d，2012年7月檢泵后一直生產(chǎn)至今，已連續(xù)生產(chǎn)2100天以上，累計(jì)產(chǎn)油2.9×10⁴t，產(chǎn)水2.8×10⁴t，開采效果較好，是陸上作業(yè)區(qū)免修期最長的一口井。

（2）高含水期實(shí)施提液措施，挖潛剩余油。近幾年，先后實(shí)施14井次換泵提液措施，總體開發(fā)效果較差，僅G45-16、G45-26等2口井效果較好。通過措施前后效果對比，液量增加630t，油量增加5.3t，含水上升2.2%，液面下降189m。通過分析認(rèn)為效果差的原因是高含水期實(shí)施提液措施后，加速水線推進(jìn)，大孔道或高滲帶發(fā)育，導(dǎo)致含水居高不下。

（3）積極試驗(yàn)CO₂吞吐技術(shù)，取得明顯效果。

CO₂吞吐技術(shù)是一項(xiàng)能有效提高采收率的增油措施，能在較短時(shí)間內(nèi)提高單井產(chǎn)量，具有投資少、見效快、資金回收快等特點(diǎn)^【1】。以G45-10井為例，該井先后在2個(gè)層實(shí)施吞吐試驗(yàn)，其中NgⅢ8小層開采效果好，高含水后實(shí)施吞吐;NgⅢ7小層受鄰井G45-20井影響，補(bǔ)孔后一直高含水（水淹），后實(shí)施吞吐，兩次吞吐分別增油260t、110t，表明井筒周圍有剩余油，吞吐技術(shù)適用于該斷塊;但是該平臺系統(tǒng)回壓低，易抽噴，液量變化較大，導(dǎo)致含水快速上升，吞吐有效期短。

（4）開展邊底水油藏氮?dú)馀菽夹g(shù)控水試驗(yàn)。

試驗(yàn)3口井，效果較差。效果較差的主要原因：①試驗(yàn)井位于構(gòu)造腰部或低部位、采出程度高、地層能量充足、沒有斷層加持，地層傾角小，不利于氮?dú)飧患?，達(dá)不到壓水錐的目的;②該斷塊采出程度高，采用氮?dú)馀菽M(jìn)行控水，反而將分散的剩余油驅(qū)至遠(yuǎn)端，吐出階段剩余油難以返回井筒，導(dǎo)致開井后含水升高，增油效果較差。

在油藏全面開發(fā)階段，試驗(yàn)、摸索了高含水油藏提高采收率技術(shù)，取得了以下兩方面認(rèn)識：①形成了高45X1斷塊開發(fā)前期射孔程度控制、生產(chǎn)初期采液量限制（定向井初期日產(chǎn)液量5～10t）、高含水后期剩余油挖潛技術(shù)對策;②優(yōu)選CO₂吞吐技術(shù)為該斷塊特高含水階段剩余油挖潛方式，在實(shí)施后應(yīng)重點(diǎn)加強(qiáng)現(xiàn)場采油管理，確保實(shí)施效果。

共落實(shí)補(bǔ)孔措施13口、回采措施7口，吞吐措施6口。

5.開發(fā)調(diào)整方案

針對高45X1斷塊目前開發(fā)中存在的問題，從儲量控制程度入手，分析影響開發(fā)效果的因素，梳理油藏平面、縱向剩余油分布及綜合調(diào)整潛力，部署各小層調(diào)整方案，優(yōu)選CO₂吞吐技術(shù)做為現(xiàn)階段剩余油挖潛對策，系統(tǒng)安排舉升工藝、采油管理及地面集輸系統(tǒng)優(yōu)化工作，確保油藏調(diào)整方案實(shí)施、管理到位，力爭取得好的開發(fā)效果。

（1）依據(jù)就近吞吐、層系歸位+協(xié)同吞吐、逐層上返原則，梳理平面、縱向潛力，2018年安排部署吞吐井7口，其中直接吞吐井6口，回采+吞吐井1口。

（2）優(yōu)化舉升工藝：①管式泵更換為桿式泵;②螺桿泵更換為桿式泵;③大泵換小泵（已完成5口井吞吐前期檢泵工作）。

（3）優(yōu)化采油管理方式：為防止抽噴，減緩對吞吐效果的影響，開展采液強(qiáng)度控制工作，優(yōu)化采油管理方式：①吞吐井放壓、掛抽后，開井前要求安裝定壓閥控套，套壓控制1～2MPa，確?？靥灼椒€(wěn);②高45-1平臺抽油機(jī)為塔架機(jī)，沖程由5m調(diào)整至3.5m，沖次為1次，控制液量生產(chǎn)，同時(shí)減少安全隱患。

4.優(yōu)化地面集輸方式：①將外輸管線停用，通過閑置設(shè)備再利用恢復(fù)大罐生產(chǎn)，減少管線穿孔安全隱患，滿足油藏開發(fā)調(diào)整需求;②管理人員由7人降至3人，節(jié)省勞動力。

6.結(jié)論及建議

1.形成了天然能量開發(fā)油藏開發(fā)前期射孔程度控制、生產(chǎn)初期采液量限制（定向井初期日產(chǎn)液量5～10t）、高含水后期剩余油挖潛技術(shù)對策;

2.天然能量油藏進(jìn)入特高含水階段，剩余油主要分布在斷層根部及井間;

3.優(yōu)選CO₂吞吐或協(xié)同吞吐技術(shù)作為特高含水階段剩余油挖潛的主要工藝技術(shù);

4.配套形成了適合該斷塊的舉升（桿式泵）、采油管理（定壓閥及生產(chǎn)參數(shù)控制）、地面集輸（拉油）等優(yōu)化方式;

5.停用轉(zhuǎn)油站、降低設(shè)備損耗、節(jié)省了動力費(fèi)、節(jié)約了人力，力爭效益開發(fā)。

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