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    注水油田提高采收率技術(shù)研究與應(yīng)用

    2023-10-24 10:03:08王維
    石化技術(shù) 2023年10期
    關(guān)鍵詞:井網(wǎng)極差水驅(qū)

    王維

    中國石油遼河油田公司 遼寧 盤錦 124010

    1 研究背景

    L區(qū)塊構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷北部,主力開發(fā)目的層為沙河街組沙三段蓮花油層,含油面積9.5Km2,地質(zhì)儲(chǔ)量2000×104t,標(biāo)定采收率32%,可采儲(chǔ)量640×104t。L區(qū)塊地質(zhì)儲(chǔ)特征復(fù)雜,整體構(gòu)造形態(tài)為多條斷層形成背斜構(gòu)造,沉積特征為扇三角洲前緣亞相,儲(chǔ)層呈現(xiàn)中孔中滲特征,平均孔隙度18.5%,滲透率100mD,平面上儲(chǔ)層發(fā)育連續(xù)性差,砂體尖滅、透鏡體特征頻繁出現(xiàn),縱向上層間非均質(zhì)性較強(qiáng),縱向滲透率極差10~30,加上斷層發(fā)育影響,注采井網(wǎng)控制難度大,水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低[1]。

    至2020年12月,區(qū)塊共有油井200口,開井150口,注水50口,注采井?dāng)?shù)比1∶4,日注水量2500方,日產(chǎn)液量2632噸,日產(chǎn)油量250噸,綜含合水90.5%,采油速度0.45%,地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度29.5%,可采儲(chǔ)量采出程度92.2%,水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度77.0%,水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度56.5%。

    2 開發(fā)中存在問題

    整體來看,L區(qū)塊進(jìn)入“特高含水、高液量、高采出程度”三高開發(fā)階段,開發(fā)中存在問題主要有三方面:

    一是主力層動(dòng)用程度高,產(chǎn)量遞減快。根據(jù)儲(chǔ)層物性、含油性、厚度及產(chǎn)能特征等指標(biāo),將儲(chǔ)層分為I、II、III三類,其中I類儲(chǔ)層為主要開發(fā)對(duì)象,開采程度高,水淹情況較為嚴(yán)重,多數(shù)井實(shí)施堵水、調(diào)層等措施,導(dǎo)致水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量減少,儲(chǔ)采失衡矛盾突出,產(chǎn)量遞減速度快,年自然遞減率30%以上,穩(wěn)產(chǎn)難度大。而II、III類儲(chǔ)層儲(chǔ)量占總儲(chǔ)量35%,儲(chǔ)層物性、連通性較差,注水開發(fā)效果不明顯,基本處于是天然能量開發(fā)階段,產(chǎn)量呈“墜崖”式下降,區(qū)塊開發(fā)形勢(shì)嚴(yán)峻。

    二是剩余油分布規(guī)律認(rèn)識(shí)不清,無法滿足精細(xì)開發(fā)要求。L區(qū)塊I類儲(chǔ)層主要為水下分支河道微相,連通程度高,開發(fā)時(shí)間早,采出程度大,水洗程度高,剩余油分布復(fù)雜。根據(jù)2020年新井取心資料,I類儲(chǔ)層1級(jí)水淹厚度占比53.5%,2級(jí)水淹厚度占比35.5%,3級(jí)水淹厚度占比11%。II、III類儲(chǔ)層基本處于非主力沉積微相內(nèi),沉積變化快,寬度小,措施挖潛效果差,剩余油“甜點(diǎn)區(qū)”無法確定[2]。

    三是井下技術(shù)狀況復(fù)雜,套損、落物井?dāng)?shù)40口,基本處于關(guān)井停產(chǎn)狀態(tài),造成注采井網(wǎng)欠完善,破壞原有注采平衡,加劇注入水水竄程度。

    3 技術(shù)對(duì)策研究

    3.1 精細(xì)刻畫剩余油分布規(guī)律

    對(duì)于多年注水開發(fā)油藏,摸清地下剩余油存在狀態(tài),才能明確措施挖潛及開發(fā)調(diào)整方向。為此通過建立區(qū)塊地質(zhì)模型,開展精細(xì)油藏描述[1],從宏觀、微觀角度出發(fā),對(duì)剩余油分布特征進(jìn)行研究,其中I類儲(chǔ)層剩余油主要有三種類型:

    一是主力河道橫向相變非均質(zhì)滯留區(qū),主要表現(xiàn)為主河道間注入水未波及剩余油、河道邊角剩余油、砂體尖滅邊緣剩余油三種模式;二是斷層切割帶剩余油,主要分布在斷層上盤;三是儲(chǔ)層韻律性剩余油,蓮花油層屬于正韻律性儲(chǔ)層,底部高滲帶水淹嚴(yán)重,含油飽和度20%~25%,頂部低滲區(qū)主要為3級(jí)水淹,含油飽和度在40%~50%之間,剩余油富集[3]。

    對(duì)于II、III類儲(chǔ)層,儲(chǔ)層物性、連通性差,剩余油分布類型主要有兩種,一是厚度小的薄砂體,呈現(xiàn)砂泥互層狀特征,砂體厚度多在1.0~1.5m,物性、泥巖夾層在0.2~0.5m,單控儲(chǔ)量小,剩余油連片分布;二是局部發(fā)育小透鏡體,主要受斷層控制,砂體厚度2~3m,分布范圍30~40m,具有一定儲(chǔ)量規(guī)模,基本處于天然能量開發(fā)階段,剩余可采儲(chǔ)量較大。

    3.2 分儲(chǔ)層優(yōu)選開發(fā)方式

    對(duì)于I類儲(chǔ)層,前期注水見到較好增油效果,后期因儲(chǔ)層非均質(zhì)性、采出程度高等因素水淹嚴(yán)重,平面上注采井間、注入水未波及區(qū)域、斷層切割帶等剩余油富集[2],為此提出重構(gòu)注采井網(wǎng)恢復(fù)注水開發(fā)思路,輔以注采井別互換、化學(xué)調(diào)剖調(diào)驅(qū)、正韻律儲(chǔ)層措施挖潛等,提高注入水波及體積,改善水驅(qū)油效果,主要技術(shù)手段如下:

    一是注采井網(wǎng)優(yōu)化,根據(jù)油藏達(dá)西滲流理論,結(jié)合相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式,確定I類儲(chǔ)層合理注采井距為250m。二是建立油藏?zé)o因次采油強(qiáng)度與井底流動(dòng)壓力關(guān)系曲線,整體來看,當(dāng)?shù)貙訅毫υ?5MPa時(shí),生產(chǎn)井流動(dòng)壓力在14MPa出現(xiàn)拐點(diǎn),因此確定合理的井底流動(dòng)壓力13~15MPa。在此基礎(chǔ)上,結(jié)合剩余油分布規(guī)律,重構(gòu)區(qū)塊注采井網(wǎng),新轉(zhuǎn)注10口注水井,注采互換3口井,水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度提高至82.0%。

    二是正韻律儲(chǔ)層剩余油挖潛。根據(jù)巖性、物性、電性特征,對(duì)I類儲(chǔ)層內(nèi)部隔夾層進(jìn)行識(shí)別,細(xì)分頂部韻律層,實(shí)施全井段擠灰重新射孔、選擇性射孔等手段,挖掘頂部韻律段剩余油,共實(shí)施35口井,日增油100噸,階段累增油2.5萬噸。

    三是對(duì)I類儲(chǔ)層實(shí)施調(diào)驅(qū),堵塞注采井間優(yōu)勢(shì)大孔道,迫使水線改變方向,提高II、III類儲(chǔ)層相對(duì)吸水量,挖掘剩余油潛力。經(jīng)統(tǒng)計(jì),先后對(duì)10個(gè)注水井組進(jìn)行調(diào)驅(qū),平均注水壓力上升2.2MPa,水線推進(jìn)速度由10.5m/d降至6.5m/d,表明水竄通道得到堵塞,綜合含水下降5.5%,日增油50噸,階段累增油1.2萬噸,預(yù)計(jì)可提高采收率1.2%。

    對(duì)于II、III類儲(chǔ)層,針對(duì)平面上沉積微相變化快、縱向上層多、厚度小等問題,根據(jù)測(cè)井曲線響應(yīng)特征,細(xì)分隔夾層類型,主要發(fā)育物性和泥質(zhì)夾層,在此基礎(chǔ)上,對(duì)韻律層的微相類型進(jìn)行分析,建立測(cè)井曲線形態(tài)與沉積微相關(guān)系,重新繪制II、III類儲(chǔ)層沉積微相圖,建立相控小河道注采井網(wǎng),轉(zhuǎn)注老井8口,增加水驅(qū)控制儲(chǔ)量70萬噸,一線油井日增油50噸,階段累增油1.5萬噸,水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度提高至85.5%。

    3.3 注水井組細(xì)分重組,提高水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度

    L區(qū)塊儲(chǔ)層非均質(zhì)性較為嚴(yán)重,儲(chǔ)層變異系數(shù)0.8以上,導(dǎo)致注水開發(fā)中層間、層內(nèi)矛盾突出,同一注水井段內(nèi)各小層及同一小層不同部位吸水不均,水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低,為此實(shí)施注水井段細(xì)分重組是精細(xì)注水調(diào)整的關(guān)鍵技術(shù)。

    通過數(shù)值模擬分析,滲透率極差直接影響水驅(qū)采收率,即極差越大,水驅(qū)采收率越低,且不同含水階段,需要控制的滲透率極差不同[3]。在低含水量水階段(含水小于20%),同一注水井段各層滲透率極差控制在6~7之間,中含水階段(含水20%~60%)滲透率極差控制在5~6之間,高含水階段(含水60%~90%)滲透率極差控制在4~5之間、特高含水階段(含水大于90%)滲透率極差控制1~4以內(nèi),要結(jié)合射孔情況、隔夾層發(fā)育情況,合理優(yōu)化封隔器位置,最大程度減少同一注水井段內(nèi)各小層滲透率極差。

    以某井為例,其注水井段內(nèi)共有8個(gè)小層,各小層間隔夾層發(fā)育,均可下封隔器實(shí)施分注,前期實(shí)施二級(jí)三段分層注水,即1~3、4~5、6~8三段,各段滲透率極差分別為6.9、6.5、7.1,遠(yuǎn)超出理論值,導(dǎo)致各段內(nèi)小層間吸水嚴(yán)重不均,具體如圖1所示。

    圖1 注水井段調(diào)整前吸水情況圖

    為改善縱向上吸水狀況,2021年6月實(shí)施注水井段重組,將1~2、3~4、5~6、7~8細(xì)化三級(jí)四段注水,各段滲透率極差分別為2、1.1、1.2、1.3,各層吸水狀況得到明顯改善,相對(duì)吸水量趨于平衡,具體如圖2所示。

    圖2 注水井段調(diào)整后吸水狀況圖

    3.4 利用側(cè)鉆、壓裂等手段,挖掘剩余油潛力

    為進(jìn)一步改善注水開發(fā)效果,在剩余油分布規(guī)律重新認(rèn)識(shí)基礎(chǔ)上,對(duì)套損井、落物井、低產(chǎn)低效井實(shí)施側(cè)鉆,完善注采井網(wǎng),提高油井利用率,實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量有效動(dòng)用。同時(shí)對(duì)于儲(chǔ)層物性差長期注水不受效油井,實(shí)施壓裂引效,提高單井產(chǎn)能。另外,對(duì)于局部有注無采井網(wǎng),實(shí)施油井調(diào)補(bǔ)層、堵水上返等措施,完善注采對(duì)應(yīng)關(guān)系,提高水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度。2021年以來先后實(shí)施側(cè)鉆、壓裂、調(diào)補(bǔ)層等措施45井次,措施有效率93.3%,日增油120噸,階段累增油2.8萬噸,效果顯著。

    4 實(shí)施效果

    通過上述技術(shù)研究,L區(qū)塊注水開發(fā)效果得到明顯改善,日產(chǎn)油量由250噸上升至400噸,綜合含水由90.5%降至87.5%,水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度由77%提高至85.5%,水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度由56.5%提高至75.5%,2021~2022年產(chǎn)量遞減趨勢(shì)得到有效控制,如2022年自然遞減率為10.5%,綜合遞減率為5.2%,達(dá)到歷史最低水平。按照目前注水開發(fā)效果,利用甲型水驅(qū)特征曲線、童氏圖版及相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式預(yù)測(cè)水驅(qū)最終采收率為34.5%,高于標(biāo)定采收率2.5%,水驅(qū)油效率大幅度提高,實(shí)現(xiàn)精細(xì)注水目的。

    5 結(jié)論

    L區(qū)塊注水開發(fā)過程中存在主力層動(dòng)用程度高、產(chǎn)量遞減快、剩余油分布規(guī)律認(rèn)識(shí)不清及井下技術(shù)狀況復(fù)雜等問題,影響整體注水開發(fā)效果。

    從宏觀、微觀角度出發(fā),對(duì)I、II、III類儲(chǔ)層剩余油分布規(guī)律進(jìn)行刻畫,其中I類儲(chǔ)層主要有主力河道橫向相變非均質(zhì)滯留區(qū)剩余油、斷層切割帶剩余油、儲(chǔ)層韻律性剩余油等三種模式,II、III類儲(chǔ)層剩余油主要集中在厚度小的薄砂體和局部發(fā)育小透鏡體中。

    針對(duì)各類儲(chǔ)層制定合理的開發(fā)方式,其中I類儲(chǔ)層主要為重構(gòu)注采井網(wǎng)、正韻律儲(chǔ)層剩余油挖潛及深部調(diào)驅(qū);II、III類儲(chǔ)層主要細(xì)化沉積微相,建立相控小河道注采井網(wǎng),實(shí)現(xiàn)水驅(qū)儲(chǔ)量有效控制。

    建立不同含水階段滲透率極差界限,指導(dǎo)注水井組重組,改善縱向上各小層吸水狀況,提高水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度。

    利用側(cè)鉆、壓裂、調(diào)補(bǔ)層等措施手段,完善注采系統(tǒng),進(jìn)一步改善注水開發(fā)效果。

    (6)本文在注水油田提高采收率方面取得成果及應(yīng)用,可為同類型油藏提供借鑒經(jīng)驗(yàn)。

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