齊2-7-10塊底水油藏二次開發(fā)部署研究

鄭世紅

摘 要：齊2-7-10塊屬于塊狀氣頂?shù)姿筒兀壳懊媾R高含水的開發(fā)后期，面對油井采油量低、開井率低、接近廢棄的現(xiàn)狀，近幾年，在剩余油分布規(guī)律研究的基礎(chǔ)上，合理部署挖潛工作，提高油藏最終采收率，改善油藏開發(fā)效果。

關(guān)鍵詞：二次開發(fā);提高采收率;塊狀底水油藏;高含水;剩余油;水平井

前言

齊2-7-10塊為塊狀氣頂?shù)姿筒?，近年來隨著采出程度的提高，底水錐進造成油井水淹，井間形成大量剩余油。為進一步挖潛剩余油，利用數(shù)值模擬技術(shù)，建立了符合油藏實際的構(gòu)造、屬性模型。在研究剩余油分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，部署水平井、側(cè)鉆井等挖潛措施，實現(xiàn)區(qū)塊上產(chǎn)，提高油藏采收率。對底水油藏高含水開發(fā)后期，認(rèn)識剩余油分布規(guī)律及改善開發(fā)效果具有很好的參考和借鑒作用。

1油藏概況

齊2-7-10塊位于歡喜嶺油田東北部，該塊含油面積2.0km2，石油地質(zhì)儲量365×104t，含氣面積0.7km2（東高點），天然氣地質(zhì)儲量1.85×108m3（東高點）。

開發(fā)目的層為下第三系沙河街組蓮花油層，分為蓮Ⅰ、蓮Ⅱ、蓮Ⅲ三個油層組，其中蓮Ⅱ 砂體在全區(qū)廣泛分布，是我們研究的主要目的層?？紫抖葹?1.8%，滲透率平均800×10-3μm2，泥質(zhì)含量7～8%。屬高孔高滲儲層。原油性質(zhì)較好，原油密度為0.9069g·cm-3，粘度31.35mPa·S，凝固點3.2℃.體積系數(shù)為1.267，汽油比為98m3/t[1]。油藏類型為塊狀氣頂?shù)姿筒亍?/p>

2區(qū)塊存在的主要矛盾

2.1 油藏邊底水較活躍，直井開發(fā)底水錐進現(xiàn)象較嚴(yán)重

齊2-7-10塊蓮花油層邊底水十分活躍，從而造成了底水由油水界面向油井射孔井段的迅速錐進，致使油井含水上升較快，大部分油井高含水或關(guān)井，嚴(yán)重影響油田開發(fā)效果。

2.2在現(xiàn)有的開發(fā)方式條件下井間剩余油難以有效動用

該區(qū)塊油井水淹方式為底水錐進，全塊油井幾乎全部側(cè)鉆以挖掘錐間帶剩余油，有的油井已進行2次甚至3次側(cè)鉆，剩余油分布較為零散。繼續(xù)利用直井側(cè)鉆方式挖掘剩余油，井間剩余油難以有效動用，改善開發(fā)效果難度較大。

2.3油井利用率低，老井實施各項增產(chǎn)措施余地較小

根據(jù)剩余油分布認(rèn)識，1994～2000年在微構(gòu)造高點和錐間帶進行了200m井網(wǎng)加密調(diào)整，并利用高含水井和套壞井進行了側(cè)鉆挖潛，統(tǒng)計期間加密井和側(cè)鉆井生產(chǎn)情況和電測解釋資料，油水界面已整體上移至-1893m。油井水淹后，水錐半徑達到50～100m，油井可側(cè)鉆空間很小，即使側(cè)鉆，底水很快錐進，采油期短，累積采油量減少，統(tǒng)計歷年側(cè)鉆效果，在逐漸變差。由于是塊狀底水油藏，油層無隔層，堵水措施難以運用，效果也不理想。

3剩余油分布規(guī)律研究

3.1通過建立三維儲層地質(zhì)模型落實微構(gòu)造

對齊2-7-10塊蓮花油層進行地質(zhì)再認(rèn)識，通過對完鉆井資料重新認(rèn)識，建立三維儲層地質(zhì)模型，利用所建的齊2-7-10塊下蓮花1組地質(zhì)模型，我們可以清楚、直觀地、逐單元、逐斷塊地進行研究分析，發(fā)現(xiàn)了以往二維圖件所難以表達的微構(gòu)造，給生產(chǎn)實踐中所遇的矛盾以合理解釋。通過三維地質(zhì)模型的建立，確定該塊存在4個微構(gòu)造高點（圖1）。（齊2-6-310、齊2-7-010、齊2-7-3009、齊2-8-009C2）根據(jù)生產(chǎn)井動態(tài)資料分析，認(rèn)為剩余油經(jīng)過重新聚集逐步運移到微構(gòu)造高點附近，為剩余油富集區(qū)和下步潛力區(qū)。

3.3縱向上近井地帶沒有剩余油

齊2-7-10塊在開發(fā)初期，因地層油水關(guān)系相對穩(wěn)定，油井投產(chǎn)后，平面上和縱向上均不同程度降壓，在底水未錐進時，油層整體壓力下降，底水錐進油井見水，直致水淹，因底水壓力高，而油層壓力低，則底水起到把剩余油驅(qū)替遠離油井，這樣在縱向上近井地帶沒有剩余油，井間地帶油層厚度大，存在大量剩余油。

3.4水淹狀況

由于油層整體壓力低于原始地層壓力，底水整體上移，油水界面上升，從側(cè)鉆井資料來看，現(xiàn)階段的油水界面已上升到-1893m同原始的油水界面（-1920m）相比上升了27m，分析頂部油層基本未水淹，下部油層低部位油層水淹嚴(yán)重。潛力層有效厚度為12.5m，主要分布在1-6層和7、8層高部位。通過計算得出該塊單井水錐半徑底面約為85m左右，大多數(shù)油井的水錐底面半徑為80～100m，從目前的水錐半徑同現(xiàn)階段的井距來看，相鄰油井水錐半徑底面已經(jīng)相連。

4主要挖潛工作

在研究剩余油分布的基礎(chǔ)上，利用水平井技術(shù)、側(cè)鉆技術(shù)挖掘剩余油，改善區(qū)塊開發(fā)效果。近兩年在該塊成功布水平井2口，側(cè)鉆井3口，累積增油4.219×104t。

4.1水平井技術(shù)

（1）部署水平井挖掘微構(gòu)造高點及錐間帶剩余油;平面上排驅(qū)面積大[4]，泄油區(qū)域大，抑制底水錐進;提高縱向水驅(qū)波及體積;能夠提高油藏最終采收率。

（2）水平井段合理位置優(yōu)選：水平段位置距油水界面越遠，油井見水時間越晚。水平段在底水油藏中的合理位置在ZW=0.8h左右。齊2-平1井，油層厚度25m，水平段定為距油頂5m，距油水界面20m。

（3）水平井方位的優(yōu)選⑷，主要考慮三個因素：首要考慮剩余油分布情況，保證在剩余油富集區(qū)部署;其次，水平井走向盡量與構(gòu)造線平行，且與河道主流線呈一定角度;最后，為減少儲層非均質(zhì)性造成層內(nèi)、層間干擾，水平井段盡量處于同一沉積微相內(nèi)。

4.2側(cè)鉆技術(shù)

底水油藏早期主要利用側(cè)鉆技術(shù)挖掘錐間帶剩余油，針對高含水開發(fā)后期，側(cè)鉆效果越來越差的矛盾，我們不斷精細油藏描述，尋找有利的微構(gòu)造高點部署側(cè)鉆井，同時，為了有效的抑制底水錐進速度，提高油藏開發(fā)效果，側(cè)鉆井避射厚度應(yīng)達到65～70%;確定合理的工作制度，控制生產(chǎn)壓差。

齊2-8-310C2井是部署在微構(gòu)造高點的一口井，2006年5月完鉆，位移90m，初期日產(chǎn)油23.5t，含水6%。目前日產(chǎn)油6.4t，含水68.1%。已累積增油3164t。

5、認(rèn)識

（1）齊2-7-10塊是塊狀氣頂?shù)姿筒?，邊底水活躍，隨著開發(fā)時間的延長，地層壓力不斷下降，導(dǎo)致底水同油層的壓差不斷增加，最終底水錐進，油井水淹，平面上和縱向上油層動用程度差異較大，嚴(yán)重制約了油藏的整體開發(fā)效果。

（2）構(gòu)造高部位水淹程度相對較低，直井井間含油飽和度較高、剩余油較富集，縱向采出程度由上到下逐漸增加。

（3）部署水平井見效明顯，該塊更適合打水平井開發(fā)，下步繼續(xù)在該塊4個重點區(qū)域開展微構(gòu)造和剩余油分布研究，部署水平井，提高油藏采收率[5]。

參考文獻

[1]俞啟泰.關(guān)于剩余油研究的探討[J].石油勘探與開發(fā)，1997，24920：46～50.

[2] 申友青，田平.碳酸鹽巖油藏改善注水開發(fā)效果試驗研究[J] .油氣采收率技術(shù)，1994： 7～9.

[3]陳曉宇.水平井技術(shù)提高底水油藏采收率研究[J].特種油氣藏，2007，14（增）：204～205.

[4] 張厚福.等.石油地質(zhì)學(xué)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1999：159～160.

[5] 萬仁溥主編.采油工程手冊[M].北京：石油工業(yè)出版社，2000：56～58.