复杂断块油田新井效果影响因素分析.pdf

收稿日期:2 0 2 2-1 2-1 5作者简介:徐红艳(1 9 8 5-),女,辽宁阜新人,本科,2 0 0 9年毕业于中国石油大学(华东)资源勘查工程专业,研究方向:油气藏工程。复杂断块油田新井效果影响因素分析徐红艳(大庆油田 呼伦贝尔分公司 地质工艺研究所 地质室,黑龙江 大庆 1 6 3 0 0 0)摘要:S油田A区块2 0 0 7年1 1月投入开发,投产5口油井,采用2 7 0 m正方形井网弹性开采。截止到2 0 2 1年1 0月已累计产液2.11 04t,累计产油1.8 1 04t。区块投入开发后单井产油能力稳定,具备重新设计井网注水开发的条件。2 0 2 1年滚动部署钻井,完钻开发井9口。平均单井钻遇有效厚度、油气显示、地化指标都优于老井,但提捞求产效果却较差。从地质认识、工艺实施情况及实际生产等方面入手,分析了影响A区块新井投产效果的因素,为下步油田合理开发提供了依据。关键词:新井;钻遇效果;投产效果;影响因素中图分类号:T E 3 4 7 文献标识码:A 文章编号:1 0 0 6-7 9 8 1(2 0 2 3)0 7-0 0 9 6-0 41 基本概况A区块位于S构造带的北部,被两条S N走向断层和一条N E E走向断层切割而成的断鼻构造,为扇三角洲前缘沉积,为受岩性和构造双重控制的岩性-构造油藏。A区块2 0 0 7年底投入开发,平均单井射开有效厚度5.6 m,截止到2 0 2 1年1 0月已累计产液2.11 04t,累计产油1.8 1 04t。初期日产油2.5 t/d,目前单井产油0.8 t/d,综合含水1 7.9%,平均单井累计产油35 7 2 t。油井生产比较稳定。实际生产数据表明,A区块具有稳定的产油能力,具有在目前技术条件下重新设计开发井网,进一步滚动部署的基础。依照方案滚动部署,2 0 2 1年完钻开发井9口,其中包括油井7口,水井2口。转注老井4口,形成3 0 0 m1 3 5 m反九点法矩形注水井网。新井单井平均钻遇有效厚度7.0 m,单井钻遇有效厚度在6.39.2 m之间,平均单井7.0 m,录井级别较高钻井效果优于方案设计5.7 m,取得了较好的钻井效果。预计单井产量能够达到方案设计水平。2 新井钻井效果好,提捞生产效果差A区块老井生产状况稳定,但是一直采用弹性能量开采,无注水井点。新井完钻后对比于老井网,有明显的优势:(1)井网优势:原井网有采无注,新井网增加了6个注水井点,完善了注采关系。(2)井距优势:A区块井距为2 7 0 m,井距较大,针对A区块砂体发育规模小的现实,2 7 0 m井距过大,注水受效相对困难2 0 2 1年布井采用区块内部布井方式,采用3 0 0 m1 3 5 m反九点法矩形井网。(3)地质条件优势:原井网平均钻遇有效厚度5.6 m,现井网7.2 m,且有更好的油气显示和地化指标特征。综上所述,2 0 2 1年新钻井钻遇效果好,预计可获得较好产能。A区块自2 0 2 1年1 0月中旬陆续压裂完毕,提捞求产,累计捞液4 8 8.2 t,累计捞油6 3.1 t,平均次捞油0.6 t;折合单井平均日捞液0.7 t,日捞油0.3 t。提捞求产,平均单井日捞油0.3 t/d,远低于设计单井产量(2.7 t/d)和老井目前产量(0.8 t/d),投产效果较差(表1)。3 新井投产效果影响因素分析3.1 油藏规模小,区块投产效果差S油田构造单元总体上具有南北分块、东西分带的特点,从南至北为南部断洼、中部S构造带、北部断洼,构成两洼一隆的构造格局。南屯组顶面主要受三条断裂控制,形成多个反向正断层控制的油藏。断裂对整个S油田构造控制作用明显,局部构造以断块、断鼻、断背斜为主,多沿断裂带展布,位于主干断层的两侧,是主干断层与其次级断层交汇产生的局部断块、断鼻与断背斜构造。A区块受局部物源控制,扇体规模较小,所控制的油藏规模较小。其中 主 力 区 块B区 块 动 用 地 质 储 量1 6 91 04t,含 油 面 积2.9 k m2,储 量 丰 度5 8.2 81 04t/k m2,单储系数为8.31 04t/mk m2;区块C动用69 内蒙古石油化工2 0 2 3年第7期 地质储量6 31 04t,含油面积1.6 k m2,储量丰度3 9.3 81 04t/k m2,单储系数为7.61 04t/m.k m2;区块4开发层系为N 1段,动用地质储量9 21 04t,含油面积1.8 k m2,储量丰度5 2.9 41 04t/k m2,单储系数为5.91 04t/mk m2;而A区块B区块动用地质储量1 81 04t,含油面积1.8 k m2,储量丰度2 2.51 04t/k m2,单储系数仅 为3.51 04t/mk m2;油藏规模远远小于其他区块。表1 A区块新井投产效果统计表序号井号钻遇有效厚度(m)射开有效厚度(m)预测初期产量(t/d)提捞生产情况提捞次数(次)累计捞液量(t)累计捞油量(t)次均捞油(t/d)捞前液面(m)捞后液面(m)备注1井17.77.72.51 72 8.51.20.11 0 5 01 2 0 02井27.77.72.51 21 1 2.40.00.00.08 5 0全水3井36.46.42.01 48 6.55.80.45 0 01 0 5 04井47.97.92.51 53 8.81 9.61.39 0 01 1 5 05井55.85.81.92 04 2.01 0.70.58 4 01 1 1 06井69.29.22.61 87 0.62 5.21.45 5 01 1 0 07井77.86.32.096 1.40.60.101 1 0 0合计7.47.22.21 54 4 0.26 3.10.65 4 01 0 8 03.2 区块岩性、物性、含油性较差3.2.1 岩性特征A区块南屯组二段油层岩石类型以岩屑质长石砂岩为主,另外还存在少量长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩。碎屑成分主要为石英、长石和岩屑,南二段油层石英平均含量为2 7.1%,长石平均含量为4 2.1%,岩屑平均含量为1 3.6%,充填物中泥质占7.3%,碳酸盐占1.3%。岩石成分成熟度较低,为物源较近,经过一定距离搬运的沉积。南屯组二段油层孔隙类型主要为原生粒间孔、长石粒内溶孔,少量铸膜孔、缩小粒间孔。见长石被溶蚀现象,形成次生孔隙,颗粒孔隙中共生高岭石与次生石英,表面共生伊利石。新钻井1和2井利用采用大地电位裂缝测试人工裂缝特征:井1测试N 2两个小层,裂缝特征主要表现为以北西西为主,其次为近东西向,分析原因:周边小断层发育,断层方向为东西向,受其影响人工裂缝方向偏移。井2测试N 2三个小层,裂缝特征主要表现为主体方向为北西向,次为北北东向,分析人工裂缝方向偏移原因:位于构造低部位储层发育差,与周边岩性发生较大的变化;监测结果显示怀疑部分层段有微裂缝发育;受断层影响。综上分析,A区块最大水平地应力的方位依旧是北东向,人工裂缝方向以北东向,部分井区受断层、岩性变化及微裂缝发育的影响会发生偏移。3.2.2 物性特征根据A区块内井1的岩芯分析,该区块南二段有效孔隙度1 4.3 0%1 7.4 3%,平均值为1 6.8 5%,空气渗透率0.4 34.6 7 mD,平均值为3.6 7 mD。为低孔特低渗透油藏。区块内井8经过压裂改造获得4 4.8 t/d的产量,井2在1 9 9 9年采用MF E-+抽汲方式试油,证实为干层,而同一层段在2 0 0 2年压裂后压后抽汲获得3.8 7 t/d工业油流,低渗透油田由于储层物性差,一般需要压裂改造才能具有工业产油能力,而压裂要形成人工裂缝,矩形压裂井网采用平行裂缝方向、大井距、小排距的线性注水方式,是适应裂缝性低渗透油藏开发的最优井网。3.2.3 长距离运移导致原油品质变差油气长距离运移过程中发生氧化效应,饱和压力逐渐降低,密度和粘度逐渐增加,沥青质、非烃和芳烃含量相对增加,原油品质变差。较S油田其他开发区块差。表现为粘度大,含胶量,含蜡量较油田平均水平高。3.3 薄差层油藏主力层发育情况决定油井产量S油田发育储层厚度薄,小层发育多,单层厚度小。属于典型的薄差层油藏。新井完钻后,完善A区块砂体图。从砂体图上可以看出A区块油层发育特征为:N 2 I I 1 6-N 2 I I I 1 9主力小层局部连片发育、其余小层零散发育。储层发育薄,平均单层发育0.8 m,主力层单层发育0.9 m;隔层厚度大,平均隔层厚度2.2 m,主力层隔层厚度0.3 m。3.4 构造位置影响及地层亏空程度影响单井产量A区块位于海拉尔盆地S油田地区北部。东西两侧被几条NN E向主干断裂包围,南侧受一条近EW向延伸的乌4主干断裂封堵。构造位置属于海拉尔盆地贝尔湖坳陷乌尔逊凹陷S构造带。本区地势平坦,海拔5 6 05 8 0 m,地面为草原覆盖,交通较为便利。从A区块老井初期产量区块构造位置相关(图1)。从A区块初期目前产量柱状图上可以看出位于区块高部位的井9,初期产量为3.0 t/d,79 2 0 2 3年第7期徐红艳 复杂断块油田新井效果影响因素分析累计捞油达到50 9 9 t,产量最高。从剖面图可以看出构造位置控制老井初期产量。(图2)。图1 A区块初期目前产量柱状图图2 井8-井1 0剖面图3.5 人裂缝优势方向油井比例高,新井投产效果差统计结果表明,人工裂缝优势方向上油井比例越高,新井投产效果越差。区块内老井经过一段时间的弹性开采,原油产量采出程度高,裂缝方向上剩余可采储量小,能量低,因此产量小。3.6 实际提捞中存在问题,影响单井产量在实际提捞过程中,环境问题影响提捞进度。一是:A区块地势低洼,1、2井均为2 0 2 1年4月完钻井,同月内完成有效厚度解释,射孔通知单设计等工作,但由于地势低洼,直到2 0 2 1年8月才完成射孔工作;断层边部,油层脱气,使原油粘度增加,其中包括7井,8井,3井,给提捞造成方便。新井提捞求产后平均单井提捞周期仅为8.2天/次。目前A区块新井普遍压裂液返排较低。4 下步调整对策4.1 超前注水补充地层能量,落实区块吸水能力A区块整体开发效果,与原地质认识不符。低渗透油田存在启动压力梯度和压敏效应,难以建立有效注采关系,S油田已动用区块采用同步注水和滞后6个月的方式投产,整体上体现出投产初期单井产量低、采油强度低、采油速度低、产量递减速度快、地层压力下降快、低效井比例高的问题,开发效果相对较差。针对低丰度油田开发存在的上述“三低两快”的开发问题,在试验区开展了超前注水开发试验。通过超前注水开发,提高地层压力,降低启动压力梯度和压敏效应,建立油水井注采关系,提高初期单井产量,降低初期递减,改善开发效果.实施超前注水,尽快补充地层能量,提高地层压力,提高油井生产能力,最终达到提高采收率的目的。S油田油层属于特低渗透油藏,边底水能量低,如果能量补充不及时,地层压力会大幅度下降,油井产量迅速递减,以后即使地层压力上升,油井产量也难以恢复,因此考虑地层压力的稳定,必须确定合适的注水时机。A区块经过较长时间的天然能量开采,地层能量亏空严重,需要尽快采用注水开发,为研究合理的注水时机,利用数值模拟技术,对超前注水6个月、3个月及同步注水三种方案进行优选。从数值模拟结果看,在开发34年内,3种注水时机相比,超前注水6个月表现为区块日产水平高,压力保持水平高,含水高,1 0年末累计产量高;开发中后期压力保持水平、区块日产油等差别很小。可以看出,超前注水的优势主要体现在开发的前半段。首先落实区块吸水能力,与S油田其他注水区块初期 吸 水 能 力 进 行 对 比,A区 块 注 水 强 度 为7.4 2 m3/dm。比吸水指数为0.6 m3/dmMP a,具有较强的吸水能力(图4)。目前A区块四口撬装注水井,已累计注水1 04 0 0 m3。4.2 优化压裂设计与工艺,改善压裂水平从地质设计上来说,优选单井控制储量较大,井位相对集中的油井;层位按邻井错层、隔井同层原则选取。从工艺设计的角度来说,改造思路为增加裂缝复杂程度、扩大人工裂缝波及范围并使储层形成长期有效导流。结合储层特点优选了分支缝压裂工艺,大排量大液量施工,并优化支撑剂组合提高砂量及优选压裂液。最终实现形成较大范围的复杂人工缝网体系的目的。优选单井控制储量较大,井位相对集中的油井。压裂井选井原则:油层发育集中;周围有连通水井;压裂层段上下隔层稳定;压裂井相对较近,便于现场“工厂化施工”。优选分支缝压裂工艺。储层水平应力差小,压裂时易产生分支缝。兴安岭储层水平应力差仅23 MP a,常规压裂监测证实,采用分支缝压裂工艺可89 内蒙古石油化工2 0 2 3年第7期 形成多条分支缝。图3 四口撬装注水井井位图图4 各开发区块吸水能力对比图 分支缝工艺、大排量施工,提高裂缝复杂程度。加砂末期加入可降解纤维,主缝内形成暂时桥堵,在主缝的侧向产生分支裂缝。大排量施工,提高井底压力及缝内净压力,促进分支缝形成。分3 4段加砂,形成以主裂缝和多条分支裂缝结合的复杂裂缝系统。提高液量。压后产量与裂缝控制区域正相关,主要受控于注入压裂液体积,注入压裂液体积越多,产生的缝网形状更大且更为复杂。优化支撑剂组合、提高砂量。兴安岭储层天然裂缝不发育,形成的人工裂缝为主要泄油通道,因此采用全程支撑压裂。1 3 0 m3陶粒+覆膜砂组合,单层砂量达1 8 0 m3。优选压裂液。依据储层水敏特点及以往施工经验,设计前置液用乳化液、携砂液胍胶压裂液,降低储层伤害及施工成本。4.3 解决道路问题,优化提捞制度,降低储层伤害,落实单井产能压裂施工后压裂液返排不彻底,将造成压裂液产生物理和化学沉淀,滞留在储层孔隙、喉道中,使得井筒附近的渗透率大大降低,对地层造成损害,大大降低油层渗透率,影响油井的产量。A区块压裂液返排率普遍较低。解决道路问题,利于提捞,利于投产,利于生产返排率低的储层伤害,对特低渗透油藏雪上加霜,优化提捞,尽快提高返排率。4.4 落实2井井况2井位于构造、储层均落实的油藏中部,射孔枪见油,射孔返排液中见到油花,但提捞生产为全水,目前提捞加初期返排已累计产水7 3 2 m2。A区块为上油下干系统的岩性-构造油藏,目的层上下无水层;排除目的层出水的可能性。周围两口水井注水时间较短,不会短时间内暴性水淹,地层矿化度的化验结果表明为浅层水。综合分析认为,2井为固井质量差导致的浅层水层套漏可能性最大。建议进行测试找水。若测试证实为浅层水套漏,可进行大修或者打更新井。5 结论和认识5.1 A区块为S油田近物源沉积多次反向正断层形成的含油面积小,储量丰度低,闭合高度小,储层物性差,油层发育薄的小规模岩性-构造油藏。该类油藏产能相对较低。5.2 A区块产能主要影响因素包括:储量规模、油层物性、主力层发育、地层能量、投产工艺水平及地理环境因素。其中,地层能量、投产工艺及环境因素为主观因素,通过相应对策,可改善区块开发效果。5.3 A区块新井钻井效果好于老井,受地层亏空大的影响产量较低,建议实施超前注水并配合以C O2吞吐,尽快回复地层能量,提高区块单井产能。参考文献1 毕研斌,邢洪斌.低渗透油气田研究与实践(续一):低渗透油田合理注采井网系统研究M.石油工业出版社,1 9 9 9.2 姜洪福,雷友忠,皮蔚峰.松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践.M 地质出版社,2 0 0 9.3 刘志宏,柳行军,李传顺,等.海拉尔盆地各二级构造单元关系及断面图编制方法研究.Z大庆油田有限责任公司勘探开发研究院内部研究报告,2 0 0 4.4 于正军,路慎强,潘兴祥,等.复杂断块油藏精细描述技术以东 营凹陷中央隆 起带为例J.特种油气藏,2 0 0 3,1 0(4):1 7-2 1;5 孙永河,韩钰萍,冯志鹏,等.海拉尔盆地贝尔凹陷断裂系统及其对油气运聚的控制作用J.地质论评,2 0 2 1,1(1):8 9-9 9;6 操应长,姜在兴,王留奇,等.陆相断陷湖盆层序她层单元的划分及界而识别标志J.石油大学学报(自然科学版),2 0 0 6;2 0(4):1-599 2 0 2 3年第7期徐红艳 复杂断块油田新井效果影响因素分析