黃蓓蕾 周長城 盧 凱

摘要:高一塊經(jīng)過初期試采后,投入全面注水開發(fā),后來由于水行竄及注入不進(jìn)去,全面停注,其后依靠天然能量開發(fā),1986年至2004年由于地層能量不足,整個區(qū)塊瀕于停產(chǎn)。文章通過對高一塊地質(zhì)、開發(fā)簡況的重新認(rèn)識,利用老井復(fù)產(chǎn)、水平井開發(fā)以及相應(yīng)措施試驗等手段,對高一塊二次開發(fā)試驗效果進(jìn)行了綜合歸納,并提出了下一步工作建議。

關(guān)鍵詞:二次開發(fā);高一塊;流體性質(zhì);原油物性

中圖分類號:P628文獻(xiàn)標(biāo)識碼:A文章編號:1009-2374(2009)20-0021-02

一、區(qū)域地質(zhì)概況

高一塊位于遼河斷陷盆地西部凹陷帶北端的高升鼻狀構(gòu)造之上,是遼河油田公司二次開發(fā)重點區(qū)塊之一。整體上為一走向為北東向延伸被斷層復(fù)雜化的背斜構(gòu)造。于1978年上報含油面積4.93km2,石油地質(zhì)儲量202.0×104t,標(biāo)定采收率14.08%。為構(gòu)造-巖性油氣藏。主要含油層位為下第三系沙河街組沙四段底部的高升油層組。儲層巖性主要為假鮞狀灰?guī)r,儲集空間主要以裂縫、溶孔等為主。油藏埋深1320～1380 m。

原始地層壓力和溫度:根據(jù)試油資料統(tǒng)計,高一塊油層中部深度1356m,對應(yīng)的地層壓力16.6MPa,飽和壓力14.3MPa,油層壓力系數(shù)為1.14。油藏平均溫度55℃,為常溫、常壓油藏。見表1:

原油性質(zhì)表現(xiàn)為高粘度、高比重、高膠質(zhì),高瀝青、高含硫(見表2),此種原油在開采過程中從井底舉升到地面要消耗很大的能量,所以依靠天然的生產(chǎn)能量還是不足,這是制約該地區(qū)產(chǎn)液量下降的主要原因之一。

二、開發(fā)簡況

(一)開發(fā)歷程

該塊第一口井高1井于1975年9月試油,射孔井段1362.4～1349.6m, 12.0m/9層,試油結(jié)論為油層,當(dāng)年共有9口井試油。高一塊1975年投入試采,1977年6月采用420m井距布井網(wǎng)投入正式開發(fā),共部署44口井。1978年5月投入全面注水開發(fā),轉(zhuǎn)注8口注水井。1980年5月年由于水竄行及注入不進(jìn)去,全面停注,其后依靠天然能量開發(fā)。1986～2004年由于地層能量不足,整個區(qū)塊瀕于停產(chǎn)。2005年全面復(fù)產(chǎn),截至2007年底高一塊完鉆各類井49口,目前開井13口,斷塊日產(chǎn)油41t/d,日產(chǎn)水28m3/d,綜合含水41%,累計產(chǎn)油29.2645×104t,累積產(chǎn)水16.2567×104m3,累積注水17.9×104m3,采油速度0.53%,采出程度14.1%。

(二)開發(fā)現(xiàn)狀

1.該地區(qū)開采時間較長,地層壓力降低嚴(yán)重,目前整體處于地層虧空狀態(tài)。如圖1所示:

2.該區(qū)塊曾經(jīng)注水,由于該區(qū)塊的油層位置為砂巖,灰質(zhì)砂巖以及灰?guī)r和泥灰?guī)r為主,所以油層位置的泥質(zhì)成分,在遇水浸泡的過程中,造成地層的滲透率降低。如圖2所示:

3.從流體性質(zhì)方面看,該區(qū)塊的原油粘度大,流動性差,再加上地層虧空,驅(qū)動能量嚴(yán)重不足,使地層的有效滲流更差。

三、二次開發(fā)試驗探索

(一)老井復(fù)產(chǎn)試驗

2005年對該塊長停井16口進(jìn)行復(fù)產(chǎn),目前13口井開井,措施有效率81.25%。復(fù)產(chǎn)措施效果以重復(fù)射孔和酸化最為顯著,但由于目前地層能量低,復(fù)產(chǎn)井產(chǎn)能遞減快。見表3:

(二)水平井開發(fā)試驗

針對該塊特殊的儲層性質(zhì)及開發(fā)特點,2006年6月計劃部署水平井9口,截止2008年底已完鉆投產(chǎn)3口,開發(fā)思路是以水平井注水,水平井及直井采油方式進(jìn)行二次開發(fā)。如圖3所示:

1.高1-H3井于2006年12月19日完井,完鉆井深1944.0米,設(shè)計水平段656.1米,實鉆水平段394.0米,鉆遇油層224.2米/4層,低產(chǎn)油層110.1米/9層,采用篩管完井。高1-H3井于2007年1月8日下泵投產(chǎn),生產(chǎn)井段1550.0～1911.5米,水平段長313米,初期日產(chǎn)油16.5 噸,不含水,動液面670米;后期日產(chǎn)液3.5方,動液面1103米。

2.高1-H4井于2007年6月3日完井,完鉆井深為2238米,完鉆層位S4Ⅶ小層;設(shè)計水平段長683米,實際完鉆水平段長692米;水平段解釋油層638.8米,油層鉆遇率93.58%;水平段完井方式采用139.7毫米打孔篩管完井。2007年6月22日下泵投產(chǎn),生產(chǎn)井段1589.5～2215.7米,水平段長559.3米,初期日產(chǎn)液15.6方,日產(chǎn)油7.5噸,后期日產(chǎn)油1.1噸,動液面1100米。

3.高1-H2井于2007年8月8日完井,完鉆井深為2195米,完鉆層位S4Ⅶ小層;實際完鉆水平段長690米,水平段解釋油層620.3米,油層鉆遇率89.9%;水平段完井方式采用139.7毫米尾管水泥固井完井。高1-H2井于2007年10月5日下泵投產(chǎn),生產(chǎn)井段1735～2173米,射孔厚度234.3米,初期日產(chǎn)液21 方,日產(chǎn)油6.3噸,動液面 956米;后期日產(chǎn)液2.5方,日產(chǎn)油2.1噸,動液面1067米。

(三)措施試驗

1.儲層酸化改造:高1-H3井于2007年11月25日擠酸280方, 11月29日下泵生產(chǎn),初期日產(chǎn)液21.8方,日產(chǎn)油6.5噸,含水為70%,效果很明顯。12月9日降至日產(chǎn)液7.2方,日產(chǎn)油3.2噸,含水55.6%。后期日產(chǎn)液7.6方,日產(chǎn)油3.7噸,含水51.3%。

2.注汽試驗:高1-H3井于2008年5月30日開始注汽,注汽壓力19.6MPa,初期注汽干度20%～70%,6月12日由于注汽干度較低停注,累計注汽量1849方。6月14日放噴,6月24日下泵生產(chǎn),初期日產(chǎn)液25方,日產(chǎn)油7.5噸;7月7日,日產(chǎn)液20.5方,日產(chǎn)油15噸,與注汽前相比,日產(chǎn)油增加11.5噸,截止2008年11月,高1-H3井累產(chǎn)液3206方,累產(chǎn)油2496噸。如圖4、圖5、圖6所示:

3.注水:初期采用高壓,高強(qiáng)度注水,致使該塊水竄嚴(yán)重;后期經(jīng)過調(diào)整注水量,油井含水及產(chǎn)液量逐漸穩(wěn)定。

四、建議和認(rèn)識

(一)工作建議

1.繼續(xù)開展水平井、直井注蒸氣降粘開發(fā),針對該塊儲層原油粘度高,滲流阻力大情況,優(yōu)選儲層物性好、含油飽和度高水平井進(jìn)行注汽,降低原油粘度,提高原油在儲層中流動能力。

2.開展注水、聚合物驅(qū)等技術(shù)試驗。目前該油藏已開發(fā)30年,油藏整體壓力較低,油層原油粘度較稠,地層中原油滲流阻力大,地層沒有能量補(bǔ)充。因此要開展以水平井為重點的油層注水或其它技術(shù)的補(bǔ)充能量試驗,提高地層原油驅(qū)動能量。

3.開展以提高泵效為主題的水平井井筒舉升工藝研究。針對該塊油稠、井斜大的現(xiàn)實情況,在目前桿式泵舉升工藝條件下,采取井筒內(nèi)原油入泵筒降粘問題,提高泵效;針對淺層水平井,大井斜、地層能量低、動液面低的問題,開展既能滿足產(chǎn)液要求,又能維持正常生產(chǎn)深抽舉升工藝研究。

(二)取得的認(rèn)識

1.油藏在開發(fā)過程中,地層壓力降低,導(dǎo)致原油在地層中脫氣造成原油物性發(fā)生變化。

2.高一塊某些斷塊處于相對孤立,地層能量相對充足,由于處在邊緣地段,流體性質(zhì)和地層情況相對復(fù)雜,對其進(jìn)一步探究很有價值。

作者簡介:黃蓓蕾(1982-),男,供職于遼河油田公司油氣試采公司地質(zhì)研究所,研究方向:地質(zhì)動態(tài)分析。