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高压低渗透油藏精细注采调整研究

发布时间:2017-10-12 11:02来源:网络

   摘要: 文南油田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部次级地堑内,是一个异常高压、高温、高气油比、低渗、高饱和的复杂断块油气藏,动用含油面积64.4平方公理,动用石油地质储量8762.15万吨。经过二十多年的勘探开发,文南油田已进入高含水、高采出的中后期开发阶段,油田稳产基础薄弱。通过精细注采调整,加强注采管理,提高了水驱动用程度,夯实了油藏稳产基础。

   关键词: 精细调整; 注采管理; 水驱动用
  中图分类号: TE355文献标识码: A 文章编号: 1009-8631(2012)02-0042-01
   1 地质背景
   文南油田管理着9个极复杂断块区域,是一个地质构造破碎、油层埋藏深、低渗透复杂断块油气藏,油气田由213个含油断块组成,断块含油面积小于0.1平方公里的断块109个,占断块总数的51.2%,是一个典型的低渗透极复杂断块油藏。经过近30年开发,已进入高含水开发后期,油藏水驱效率不高的现状,继续稳产的难度面临新的问题。
   2 注水开发中存在的主要问题
   2.1见效井授控方向单一,平面调控难度大
   文南油田由于油藏埋藏深、物性差,构造复杂,油井受控程度低且受效方向相对单一,导致油井平面调控难度大,接替困难。2010年12月,油井开井数608口,受控井395口,占总开井数的65%。其中:单向受控井242口,占总开井数的39.8%;双向受控井119口,占总开井数的19.6%;多向受控井34口,仅占总开井数的5.6%。
   2.2储层水驱动用困难,注水状况变差
   由于储层物性差、构造复杂,造成水驱动用困难,注水压力逐渐升高,单井日注水量下降,注水状况逐年变差。由于注水压力高,注水井分层调堵困难,文南油田共有注水井482口,开井376口,其中分注井145口,占总开井数的38.56%,分注率较低。
   2.3井下技术状况差,制约油藏精细调整
   统计全油田1109口油水井中,井况有问题井475口(不包括报废井)。减少水驱控制储量701万吨,减少水驱动用储量440万吨。
   3 精细注采调整的主要做法
   3.1完善井网,精细调整,提高水驱动用程度
   3.1.1平面上精细注采调整,完善注采井网
   在油井受效方向、层位单一的区域增加注水井点、注水层位,实施多点温和注水,提高储量水驱控制和动用程度,2011年共实施这类转注井22井次,增加油井受控方向31个,增加水驱控制储量66.4万吨,增加水驱动用储量45.6万吨,该类新增见效井7口,日增油15.1吨,累增油2140吨;精细小层组合,中渗复杂断块油藏一类层水淹严重,对剩余油较富集的二类层单独组网水驱动用,共实施水井措施工作量15井次,其中转注6井次,大修1井次,分注5井次,打塞3井次,增加水驱控制储量31.1万吨,增加水驱动用储量20.1万吨,二类层见效4口,日增油18.8吨,累增油1709吨;针对文南油田构造复杂的现状,通过精细地层对比,理清小断层组合关系,立足于小断块一对一实现注采完善,共实施转注6井次,分注2井次,增加受控油井11口,增加水驱控制储量22.1万吨,增加水驱动用储量14.2万吨,复杂带见效2口,日增油10.4吨,累增油2657吨。
   3.1.2纵向上以井组为单元实施层间精细调整,改善层间矛盾
   强化老油田地质基础研究,加强精细调整工艺技术攻关,加强新老区注采配套,针对不同的油藏类型实施不同的调整对策,实施调整井组60个,涉及注水井60口,对应油井69口,新增油井见效井组28个,初期日增油能力116.6吨,累增油1.9675万吨。其中油井措施见效井组7个,初期日增油能力47.2吨,累增油5237吨;油井注水见效井组21个,初期日增油能力69.4吨,累增油1.4439万吨。
   3.1.3加大降压增注工作力度,改善低渗油藏注水状况
   针对不同的储层和污染原因,加强措施论证和增注技术研究,形成了适合文南油田油藏特点的降压增注系列技术。对于注水过程中有机物、机械杂质、地层深部结垢等造成远井地带堵塞,应用砂岩缓速酸增注工艺技术;对于高分子聚合物钻井泥浆或压裂液、细菌造成的欠注井,应用氧化深穿透增注技术;泥浆注灰污染造成的近井地带堵塞,应用土酸酸化工艺技术;针对文南油田部分酸化井有效期较短的实际问题,引进了多氢酸降压增注工艺技术。2011年共实施降压增注38井次,措施前平均注水压力35.9MPa,措施后平均单井注水压力28.9MPa,平均单井压降7MPa,平均单井日增水量26m3,平均单井累增水量3099m3,对应油井48口,见效9口井,累增油2734吨。
   3.2加强油藏动态分析,及时动态调配
   对油藏动态变化认真研究、及时分析,摸索不同类型油藏不同含水阶段的合理注采比。2011年实施动态调配395井次,有效392井次,其中配注上调210井次,下调182井次,对应油井464井次,有68口油井见到调配增油效果,见效增油4110吨。
   3.2.1开展不稳定注水实验,挖掘高含水井组潜力
   2011年在高含水油藏,优选相对封闭的区域,开展不稳定注水实验,对长期停关水井共实施不稳定注水21井次,有效20井次,对应油井21井次,目前有3口油井见到周期注水的效果,见效日增油2.9吨,累增油765吨。
   3.2.2开展低无效注水调查,降低低无效注水
   在全厂范围内开展低无效注水调查,治理无效注水井17口,日减无效注水量560m3;治理低效注水井45口,日减低效注水量1542m3。
   3.3强化水质质量管理,确保油藏“喝好水”
   细化污水处理收油节点管理,调整两级收油罐的进水量和收油层面,保证进站水的含油量在120mg/L以下、除油率稳定在80%以上;细化加药沉降节点管理,完善技术协议,量化了沉降罐出水水质指标,提高了水质质量;加强了两级滤罐操作管理,压缩一级滤罐反冲洗周期2小时,适当加大其反冲洗强度,二级滤罐定期药剂浸泡和暴氧,提高了滤料过滤再生能力;加强药剂和水质质量监测,杜绝了不合格药剂的使用,注水罐定期集中杀菌、注水干线周期性杀菌,注水系统细菌含量控制在标准值,确保水质达标。
   4 精细注采调整的主要效果
   4.1提高了水驱动用程度
   2011年共实施注水井措施149井次,增加水驱控制储量176.5万吨,增加水驱动用储量132.4万吨,增加受效方向199个,有44口油井见到调整效果,年增油15067吨;加强了注采井网的配套完善工作,共转注32口井,增加油井受控方向45个,增加水驱控制储量98.5万吨,增加水驱动用储量67.0万吨。
   4.2改善了油井见效效果
   2011年文南油田新增见效井78口,初期日增油360.5吨,年累增油4.1746万吨。通过精细调整治理增加受效方向207个,已有28口油井见到调整效果,初期日增油116.6吨,累增油1.9675万吨。
   4.3减缓自然递减,老区开发效果明显改善
   贯彻精细调整、精细治理的思路,深入开展以井组、单砂体为单元,以二、三类层为主要调整对象,立足于剩余油挖潜的精细注采调整和综合治理工作,全年实施井组精细调整60个,增加水驱控制储量40.6万吨,增加水驱动用储量49.2万吨;文33块沙二下、文33块沙三上、文88块、文72块沙三中、文95块开发状况明显改善;文南油田自然递减、综合递减同比分别下降6.05和6.46个百分点。

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