吳 瓊,張曉明,趙殿彪,王 艷,桑 偉

(1.中油吉林油田公司,吉林 松原 131109;2.中油吉林油田公司,吉林 松原 138000)

新立油田高含水期完善微觀注采井網(wǎng)實踐與認識

吳 瓊1,張曉明2,趙殿彪2,王 艷2,桑 偉2

(1.中油吉林油田公司,吉林 松原 131109;2.中油吉林油田公司,吉林 松原 138000)

新立油田扶楊油層為典型的曲流河三角洲相沉積,單砂體面積小、連續(xù)性差。就高含水開發(fā)期完善以單砂體為單元的微觀注采井網(wǎng)作用進行闡述,提出適合高含水開發(fā)期評價井網(wǎng)完善程度的方法。結(jié)合新立油田不同沉積條件下單砂體井網(wǎng)不完善類型的分析,闡述采取井網(wǎng)綜合利用等技術(shù)手段和對策。實踐證明,該做法取得了良好的效果,對指導同類油田高含水開發(fā)期提高水驅(qū)控制程度、改善開發(fā)效果,挖掘剩余油潛力具有重要的參考價值。

單砂體;注采井網(wǎng);評價方法;高含水期;新立油田

引 言

新立油田為低滲透 -特低滲透裂縫性油藏,目前綜合含水為 76.5%,已進入高含水開發(fā)后期。儲層屬于曲流河三角洲相沉積,單砂體面積小、連續(xù)性差,造成現(xiàn)有井網(wǎng)水驅(qū)控制程度低。“十五”末期,一次井網(wǎng)加密后水驅(qū)控制程度僅為 75.8%。為了不斷挖掘剩余油資源潛力,通過對不同類型單砂體注采井網(wǎng)完善程度的分析研究,以現(xiàn)有井網(wǎng)為依托,通過采取井網(wǎng)綜合利用等技術(shù)手段,完善微觀注采井網(wǎng),取得了較好效果,為高含水期提高井網(wǎng)對砂體的控制程度和進一步提高采收率探索了一條技術(shù)思路。

1 地質(zhì)開發(fā)簡況

新立油田位于松遼盆地中央坳陷區(qū)扶余—新木隆起最西端。開發(fā)目的層是白堊系下統(tǒng)的泉頭組三段 (K1q3)和四段 (K1q4)的扶余油層和楊大城子油層上部(簡稱扶楊油層)。扶楊油層平均滲透率在 6.5×10-3μm2以下,屬于低 -特低滲透儲層。

儲層裂縫比較發(fā)育,巖心觀察平均線密度為0.23條/m,方向以 EW向為主。油層埋深為 1 100～1 500 m,單井油層厚度為 5.0～30.0 m,平均有效厚度為 9.2 m。儲層屬于曲流河三角洲相沉積,砂體多呈條帶狀、透鏡狀分布,橫向變化大?？傮w看,屬于構(gòu)造 -巖性油藏。

新立油田 1980年開發(fā)生產(chǎn)試驗區(qū),1983年以300 m井距、正方形、反九點法面積井網(wǎng),井排方向NE67.5°方式投入注水開發(fā),1987年產(chǎn)量達到最高峰,年產(chǎn)油 70.5×104t/a。1997年至 2000年完成第一次整體井網(wǎng)加密調(diào)整,井網(wǎng)調(diào)整為 134 m排距的線狀注采井網(wǎng)。截至 2009年 8月,動用面積72.15 km2,動用石油地質(zhì)儲量 5 791.27×104t,采收率為 29.6%,綜合含水為 76.5%,采出程度為21.29%,可采儲量采出程度為 73.79%,進入高含水開發(fā)后期。

2 注采完善程度研究

2.1 井網(wǎng)完善程度評價方法研究

評價注采井網(wǎng)完善程度通常用水驅(qū)控制程度指標來衡量[1-3]。進入高含水開發(fā)期,隨著對剩余油挖潛的不斷深入,要求井網(wǎng)對油層控制程度進一步提高,以不斷適應提高注水波及體積的需要,滿足挖掘剩余油資源的需求[4-5]。這時用水驅(qū)控制程度不能直觀地給出有多少儲量注采不完善或完善程度差,也不適應精細調(diào)整挖潛的需要。

油田進入開發(fā)后期,隨著大量動靜態(tài)資料的積累和完善,尤其是對油水運動規(guī)律和油層水淹水洗狀況資料的日益豐富,給井網(wǎng)評價提供了翔實的資料基礎。為此,這里提出采用面積儲量控制程度的計算方法來評價單砂體注采完善程度:

式中:s0為注水未波及到油層的面積,km2;h為注水未波及到油層的平均厚度,m;S為某單砂體的總面積,km2;H為某單砂體的平均厚度,m。

在規(guī)則井網(wǎng)的條件下,式 (1)中的s0和h可用下式求取:

式中:n為規(guī)則井網(wǎng)條件下,注采不完善的油層部位井點數(shù),口;N為規(guī)則井網(wǎng)條件下,某單砂體內(nèi)總的井點數(shù),口;hi為注水未波及到油層內(nèi)各井點的厚度,m。

將式 (2)和式 (3)代入式 (1),整理得:

應用式(4),只要將實際井網(wǎng)下未控制住砂體的面積(井點數(shù))和平均厚度代入,即可定量地求出某一單砂體的水驅(qū)儲量控制程度。在已知該單砂體地質(zhì)儲量的情況下,還可以求出未控制住油層的儲量。

2.2 注采不完善類型分析

通過對單砂體注采關(guān)系精細解剖,扶楊油層現(xiàn)階段單砂體注采不完善或完善程度差的類型主要有以下幾種。

(1)注入尖滅或變差型。受砂體沉積影響,現(xiàn)有井網(wǎng)條件下,砂體由采油井向注水井方向尖滅或發(fā)育逐漸變差,使得注采井間的局部砂體得不到注水驅(qū)替,也稱只采無注型(圖 1)。

(2)采出尖滅或變差型。指砂體由注水井向采油井方向尖滅或發(fā)育變差,造成一定范圍內(nèi)的砂體采出程度差或無采出,也稱只注無采型(圖 2)。

圖 1 注入尖滅和注入變差型井網(wǎng)不完善示意圖

圖 2 采出尖滅和采出變差型井網(wǎng)不完善示意圖

(3)斷層和尖滅區(qū)遮擋型。受斷層或砂巖尖滅區(qū)的遮擋,造成油水井間的油層不連通或連通差,使某一部位油層無法受到注水驅(qū)替。

(4)二線受效差型。主要指在 2排注水井夾3排油井的井網(wǎng)區(qū),由于受一線采油井的截流影響,使得二線油井注水受效差,并使某一部位油層水驅(qū)動用程度低。

(5)注采動用不充分型。對于注水井來說,一是由于基礎井網(wǎng)下井組內(nèi)采油井沒有鉆遇部分油層,注水井相應油層沒有射孔,而后期加密油井卻鉆遇該類油層,造成部分砂體井網(wǎng)不完善;二是由于注水井動用非主力層或表外儲層,受層間和平面干擾影響,造成射開層吸水不好或不吸水,使某一部位砂體注水驅(qū)替不到或驅(qū)替差。對于采油井來說,一是原井網(wǎng)下采油井射開非主力層或表外儲層,受層間和平面干擾影響,使某一部位油層動用程度差;二是一次加密井含水較高,產(chǎn)量較低。

(6)無注無采型。指原基礎井網(wǎng)沒有鉆遇,而一次加密井鉆遇到了該類油層但未動用,一般為透鏡狀或坨狀孤立型砂體。

上述井網(wǎng)不完善類型也是高含水開發(fā)階段剩余油富集的有利部位,其中最有利的是只注無采型,相當于低滲透油層的超前注水,增加了地層的能量;而只采無注型屬于枯竭式開采,采收率低,會殘留大量剩余油;無注無采型相當于資源未動用;其他類型則水驅(qū)動用程度低,剩余油也相對富集。

2.3 砂體特點和井網(wǎng)完善程度分析

通過對新立油田扶楊油層單砂體研究,共劃分1314個單砂體。按照幾何形態(tài)統(tǒng)計,土豆狀砂體961個,席狀砂體 8個,帶狀砂體 110個,不規(guī)則砂體 231個,絕大多數(shù)砂體為土豆狀砂體,占全部砂體比例的 73.1%。

按砂體延伸長度分析,砂體延伸長度小于 300 m的有 698個,占 53.1%;延伸長度為 300～600 m的有 298個,占 22.7%;延伸長度為 600～1 600 m的有 245個,占 18.6%;延伸長度為 1 600～2 000 m的有 61個,占 4.6%;大于 2 000 m的油砂體只有 12個,只占 0.9%?？梢?連續(xù)性差和極差的砂體占 75.8%。

上述單砂體分布特點,使得現(xiàn)井網(wǎng)對砂體的控制程度低。應用前述井網(wǎng)評價方法研究,發(fā)現(xiàn)上述6種井網(wǎng)不完善砂體 92個:只采無注占 53.0%,只注無采 14.3%,斷層和尖滅區(qū)遮擋型占 7.7%,動用不充分型占 12.0%,二線受效型占 6.6%,無注無采型占 6.4%。

3 完善單砂體注采井網(wǎng)的實踐和效果

3.1 治理原則

完善單砂體注采井網(wǎng),既要考慮現(xiàn)階段增儲上產(chǎn)的需要,又要為后期深入調(diào)整留有余地。

(1)立足現(xiàn)有井網(wǎng),宏觀上不打亂線狀注采井網(wǎng)的總體格局。

(2)斷塊區(qū)受斷層切割影響,現(xiàn)有線狀井網(wǎng)水驅(qū)控制程度和注采對應率低,可不拘泥于現(xiàn)有井網(wǎng),采取靈活的注采井網(wǎng)方式,完善單砂體注采關(guān)系。

(3)井網(wǎng)整體不適應的區(qū)塊,以加密調(diào)整為主,調(diào)整時考慮到完善單砂體注采井網(wǎng)。

(4)充分利用計關(guān)油井、停注井以及低產(chǎn)能井。

(5)充分發(fā)揮新技術(shù)、新工藝優(yōu)勢完善注采井網(wǎng),改善注采關(guān)系。

3.2 具體做法和效果

3.2.1 部署補位井完善單砂體注采關(guān)系

針對注入尖滅或變差型、采出尖滅或變差型和無注無采型,應用剩余油研究成果,采取部署點狀補位井方式,完善注采井網(wǎng)。2005年以來共部署75口,其中油井 57口,注水井 18口,初期日產(chǎn)油為 10.6 t/d,產(chǎn)量遞減較大,后期穩(wěn)定產(chǎn)量平均單井日產(chǎn)油為 3.5 t/d,含水為 66.3%,平均單井增加可采儲量 0.6×104t。

對于無注無采型的規(guī)模較小油砂體部署補位時,既要綜合考慮與現(xiàn)有井網(wǎng)的合理配置,又要考慮縱向鉆遇的油層疊加后厚度較大,確保補位的經(jīng)濟效益[6]。

3.2.2 充分利用現(xiàn)有井網(wǎng),完善單砂體注采井網(wǎng)

針對由于各種原因造成的注采動用不充分型的單砂體,充分依托現(xiàn)有油水井,采取對應油水井補孔來完善單砂體注采井網(wǎng)。“十五”以來,總計實施油井補孔 395口,注水井對應層補孔 56口,細分層注水 14口。為確保補孔效果,盡快建立起注采關(guān)系,根據(jù)補孔井層的物性特點,分別采取壓裂、酸化等改造措施,并調(diào)整注水井方案。

對于一次加密井中未動用的高水淹層,通過對原基礎井網(wǎng)的老注水井對應層弱化注水或停注,而新轉(zhuǎn)注的注水井和新投注水井采取強化注水,改變地下油水運動方向,使得剩余油重新分布。經(jīng)過 3～4 a的油水置換,再對未動用層進行補孔,既完善單砂體注采井網(wǎng),又提高實施效果。2006年以來,總計實施強水淹層動用 21口,有效 18口,平均單井日增油 2.2 t/d,且其綜合含水與周圍老井接近或略低。新增動用石油地質(zhì)儲量 61.8×104t,增加可采儲量 15.45×104t,說明注水調(diào)控發(fā)揮了有效作用。

3.2.3 實施注水井轉(zhuǎn)抽和水淹井復活,完善單砂體注采井網(wǎng)

基礎井網(wǎng)下受儲層東西向裂縫和儲層非均質(zhì)嚴重影響[7],存在部分水淹井。截至 1997年,一次加密調(diào)整前共有 46口。同時,1997年至 2000年加密調(diào)整時,由面積井網(wǎng)向線狀井網(wǎng)調(diào)整過程中,部分老注水井處于新井網(wǎng)的油井位置,停注未利用。

井網(wǎng)調(diào)整后,強化剩余油富集方向注水、弱化強水淹方向注水,使得油水運動規(guī)律發(fā)生變化?！笆濉币詠?在剩余油研究基礎上,充分利用地層能量高的情況,采取注水井轉(zhuǎn)抽、水淹井復活等做法,發(fā)揮井網(wǎng)的作用。共復活和轉(zhuǎn)抽 103口井,既完善了現(xiàn)有井網(wǎng),又形成了 3.0×104t的年產(chǎn)油能力。

3.2.4 采取靈活方式完善局部注采井網(wǎng)

扶楊油藏斷層較為發(fā)育,受斷層的切割,形成很多小斷壘和小斷塹,在區(qū)域按照統(tǒng)一規(guī)則正規(guī)井網(wǎng),不能有效建立起注采驅(qū)替系統(tǒng)。同時,受儲層沉積時河道擺動頻繁的影響,導致砂體橫向變化大,形成尖滅區(qū)遮擋型的不完善井網(wǎng)類型。

針對上述情況,打破常規(guī)正規(guī)井網(wǎng)部署模式,通過對現(xiàn)有油井轉(zhuǎn)注和注水井轉(zhuǎn)抽,或者部署補位油井和水井,局部形成 1口注水井對 1口油井、1口注水井對 2口油井和四點法等井網(wǎng)模式?！笆濉币詠?共轉(zhuǎn)注 69口,新增受益井 131口,新增受益層 192層;注水井轉(zhuǎn)采 19口,部署補位油井 33口,補位注水井 17口,使水驅(qū)開發(fā)效果明顯改善。

3.2.5 采取綜合措施治理二線受效差型井網(wǎng)不完善類型

針對Ⅴ區(qū)塊北部 2+3井網(wǎng),中間排油井注水受效差而一線油井高產(chǎn)液高含水的情況,采取 3種技術(shù)對策:一是對一線高產(chǎn)液高含水井關(guān)井或間抽生產(chǎn);二是對一線油井高含水層堵水;三是采取注水井調(diào)剖。緩解“三大矛盾”,改變液流方向,擴大注水波及體積。2006年以來實施一線油井堵水 25口,注水井調(diào)剖 34井次,間抽生產(chǎn) 48井次,降水增油效果明顯。僅 2009年液流轉(zhuǎn)向試驗,實施高關(guān)井8口,平均日降水 302.7 t/d,日減少產(chǎn)油 5.7 t/d;二線油井有 14口油井收到了注水效果,日產(chǎn)液增加83.5 t/d,日產(chǎn)油增加 15.3 t/d,二線井區(qū)地層壓力明顯回升,綜合日增油 9.6 t/d。

3.2.6 發(fā)揮新技術(shù)和新工藝優(yōu)勢,完善注采井網(wǎng)和改善注采關(guān)系

針對注入變差型的井網(wǎng)不完善類型,即現(xiàn)有井網(wǎng)條件下,砂體由采油井向注水井方向發(fā)育逐漸變差的情況,應用復合射孔、水力切割、壓裂等新工藝和新技術(shù)[8-9],改善注采關(guān)系。2007年以來,對主力油層油砂體變差部位的油井采取復合射孔、水力切割射孔以及造長縫壓裂改造技術(shù),強制油水井建立注采關(guān)系。共實施 28口井,有效 23口,平均單井日增油 1.2 t/d,新增動用石油地質(zhì)儲量 46.3× 104t,增加可采儲量 11.6×104t。

4 結(jié) 論

(1)扶楊油層進入高含水開發(fā)期,受儲層沉積特點影響,單砂體仍然存在多種不完善井網(wǎng)類型,這些井區(qū)也是剩余油相對富集區(qū),具有很大的挖潛空間。

(2)高含水期完善單砂體注采井網(wǎng),要統(tǒng)籌考慮,宏觀上以不打亂現(xiàn)有井網(wǎng)格局為核心,局部上又要兼顧井網(wǎng)不完善的類型,采取靈活的方式。通過強化注采調(diào)控,充分利用水淹井、長期停注井等來完善注采井網(wǎng),實現(xiàn)了井網(wǎng)的綜合利用。

(3)高含水期采取高含水井間抽、關(guān)井和堵水、注水井調(diào)剖相結(jié)合的方式,改善二線受效差井區(qū)開發(fā)效果,可以實現(xiàn)擴大波及體積和改善二線受效差部位油層的開采效果。

(4)提高水驅(qū)采收率是開發(fā)工作者永恒的主題,新立油田高含水開發(fā)期完善單砂體注采井網(wǎng)的做法,是在不斷探索和實踐過程中形成的,對于同類油田很有借鑒意義。

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編輯 姜 嶺

TE348

A

1006-6535(2010)04-0075-04

20091201;改回日期:20100322

中油吉林油田公司“六大配套項目”提高水驅(qū)采收率技術(shù)攻關(guān) (ER07020109)

吳瓊 (1970-),男,高級工程師,碩士,1995年畢業(yè)于大慶石油學院石油地質(zhì)專業(yè),現(xiàn)從事油田開發(fā)和科研工作。