复杂断块油藏精细注水研究及应用.pdf

收稿日期:2 0 2 2-1 2-1 6作者简介:李三起(1 9 7 0-),男,山东省东营人,高级工程师,毕业于中国石油大学,主要从事油气田开发工作。复杂断块油藏精细注水研究及应用李三起(中石化 胜利油田分公司 临盘采油厂 工艺研究所,山东 德 州 2 5 1 5 0 7)摘要:临盘油区开发的油田均为陆相沉积性质的复杂断块油田,本身天然能量不足,多属较低饱和油藏,且大多数断块边水并不活跃,在天然能量开采下生产能力下降快,采收率较低。随着油田开发,含水率不断上升,为了稳产,需要靠提高液量来弥补含水上升对产量的影响,而没有充足的地层压力提液也就无从谈起。尤其对复杂断块油藏,一旦地层能量下降,就会造成地层供液不足,无法正常生产的后果,地层压力保持水平低已成为制约油井产能和开展卡水、调剖、防砂、不稳定注水等措施的瓶颈。自2 0 2 1年以来实施了临盘复杂断块油藏精细注水研究与应用,并认为提升复杂断块注采优化和维持稳定的能量水平,是实现我厂复杂断块油藏持续稳产的最根本途径。关键词:复杂断块;精细注水;研究;应用;效果分析中图分类号:T E 3 5 7.6 文献标识码:A 文章编号:1 0 0 6-7 9 8 1(2 0 2 3)0 6-0 1 0 0 5-0 51 我厂复杂断块油藏注水存在的问题在开展复杂断块油藏精细注水研究及应用前,我厂复杂断块油藏在注采完善上存在诸多问题,集中体现在以下5个方面。1.1 注水储量低2 0 2 1年全厂注水储量1 33 6 2万吨,占动用储量的6 3%,有三分之一以上的储量处于弹性开采的状态,注水储量比例远低于整装油田,也比胜利油田的平均值8 1.6%低很多。实际上由于套管坏,待大修井多和其它地面原因等,全厂有很多原注水储量已变为非注水储量。1.2 注采系统不完善全厂有开发单元1 4 3个,其中注采完善有6 0个,较完善的3 3个,不完善的5 0个,所占比例分别为4 2%、2 3%、3 5%,从储量上看注采完善的6 0个单元地质储量81 6 9万吨,占动用储量的4 0.9,较完善和不完善的单元储量为1 17 9 9万吨,占总储量的5 9.1%。即注采完善的单元从数量上和储量上均不到一半。1.3 注水井点固定,注水方式简单,以水驱油效率低受断块大小、形态等客观因素制约,我厂存在着注水井点固定、注水方式简单,注入水波及体积小,水驱效率低等不足。2 0 2 0年全厂注采对应率为5 3.5%,其中两向及两向以上注采对应率为1 4.6%。绝大部分注水单元都是单向注水,长期以来形成“固定水道“,驱油效果差。1.4 分注井少,层段合格率低,层间矛盾突出2 0 2 1年全厂共有水井8 4 1口,开5 6 8口,其中分注井1 3 5口,占开井数的2 3.8%,不到1/4,分注层段合格率为4 2%,不到一半。由于分层注水不到位,低渗层不能充分动用,使得层间矛盾更加突出。1.5 注水井状况逐年变差,套坏,待大修井增多注水井状况逐年变差,套坏,待大修井逐年增多,水井开井数已由2 0 1 8年的6 1 8口降为2 0 2 1年的5 6 8口。2 复杂断块油藏精细注水研究开展复杂断块油藏精细注水研究就是以自然断块为单位,精细油藏地质基础研究,开展水驱油规律研究、加强高含水期剩余油管理挖潜、注采井网的完善和开展不稳定注水,达到提高复杂断块油藏注采完善程度的目标,实现原油稳产和油田可持续发展。2.1 精细油藏描述,强化油藏地质基础研究,为精细注水打好基础2.1.1 树立精细注水的理念,开展数块块工作先后完成了大芦家、临1 3、赵家、田家、盘一、盘二等块区主力开发层系的精细油藏描述,进一步明确了构造,落实了储量。结合精细油藏描述成果组织开发人员对全厂所有的单元分断块、分层系进行了数块块工作,将全厂5 2 0多个自然断块进行了分类。2.1.2 开展断块注水开发效果评价,为精细注水研究奠定基础501 2 0 2 3年第6期内蒙古石油化工通过开展断块评价管理工作,理顺了开发区自然断块、层系、层系块三者之间的关系;重建了地质模型,进一步落实了构造,核实了储量,整理出各自然断块的动静态资料;并进行了开发效果评估和采收率预测。进一步确定了各断块所面临的难点问题,并针对各断块存在难点问题及发展潜力,对临盘油区5 2 0多个自然断块进行了治理排序。为精细注水管理体系的管理挖潜奠定了坚实的地质基础。2.2 开展水驱油规律研究,为精细注水研究提供技术保障对于注水开发油藏,水驱效果好坏是决定油藏开发效果的直接因素,为此我们开展了常规稠油油藏水驱油规律研究。高含水期为临盘油区主要采油期,其产量占总产量的7 5%8 0%以上。提高注入能力可增加水驱油效果,中低渗油藏对增加注入力度更敏感。采用不稳定注水方式能改善水驱油效果,节约注水量。增加注水压力可增加水驱采收量,通过骤然升压的方法作用更明显,中低渗油藏对压力变化更为敏感。注水导致油层内部结构发生变化,在实际生产中要注意保护油层,以避免油层结构损伤,影响正常产量。2.3 加强高含水期剩余油挖潜利用精细油藏描述技术,结合油藏动态分析,开展了水驱油规律研究,明确了剩余油分布,为综合调整提供依据并指明方向。2.3.1 构造控制类剩余油挖潜在断块的边界断层附近及构造微高点。2.3.2 岩性控制类受储层非均质性影响,剩余油平面上分布于河道砂的漫滩或边滩,及岩性歼灭线附近,纵向上分布于厚油层顶部,层状油藏的低渗层等。2.3.3 水动力学因素控制类主要是注入水波及不到的区域和非主流线区域以及受水动力学影响在边部形成的剩余油富集区。如大芦家临2 3单元,为典型的气顶边水砂岩油层,在注入水影响下,原始的气顶发生变形,在气顶外形成局部剩余油富集区。2.4 注采井网的研究完善临盘油田为已开发近5 0年的老油田,长期以来形成的注采井网模式基本为“边部注水,顶部采油”的不规则注水方式,注采井别一旦确定,在平面上几乎不能转换,存在在着注水模式单一,注水井点固定,水驱方向单一,水驱控制程度低等弊端。随着油田开发,剩余油分布十分复杂,尤其是高含水开发阶段,单一固定的注采井网已不能适应开发需要,在此基础上我们对原有的注水井网进行了重新研究、评估,转变管理观念,探索新的适合断块油藏的精细注水管理体系。夏7 0断块含油面积2.0 k m2,地质储量2 5 1万吨。构造简单,储层发育且稳定,调整前未注水一直靠弹性能量开采,为双低单元。数模结果表明采用行列切割注水优于点状注水。于2 0 2 1年在夏7 0断块实施行列切割精细注水管理模式,效果较好。2.5 不平衡注水的研究不平衡注水主要是通过规律性地改变注入量,在地层中产生不平衡的压力分布场,使流体参数在岩层中不断地重新分配,进而使注入水流在层间压差的影响下进行渗流,进一步促进了孔口吸渗能力,从而提高了注入水波及系数和洗油利用率,有效使用了前期长期较“稳定”的平衡注水开发方式中所无法使用的、储集在低渗区层及层内低渗层段601 内蒙古石油化工2 0 2 3年第6期 的残余油以及非平衡注入流线所控制的滞流区的残余原油,起到了提高水驱采收率的目的。3 复杂断块油藏精细注水应用3.1 根据各断块存在疑难节点及挖潜能力,对断块进行注水与分级治理3.1.1 对主力断块,油水并重,综合治理3.1.1.1 完善注水系统管理,提高水驱控制程度根据目前注水面临的主要困难,我们加强了打更新水井、检修、转注的力度。打更新水井1 3口,转注6口,并检修、补孔等措施1 2口,水井开井数由2 5提高到4 3口,增加1 8口,油水开井数比由3.1上升到2.3;注水储量由10 2 3万吨提高到10 5 2万吨,增加注水储量2 9万吨,恢复注水储量3 6 5万吨,水驱控制程度由7 1%提高到8 7%,其中多向对应率由2 1%提高3 9.2%。对应3 6口油井注水受效,日液由7 8 6上升到8 4 5吨,日油由1 0 8上到1 2 4吨,含水由8 7降至8 3.7%。3.1.1.2 在注水完善管理的基础上进行提液增油随着注采调整的完成,地层能量得到恢复,动液面由8 0 5上升到7 2 6 m,地层压力上升0.5 MP a,在此基础上自2 0 2 2年8月实施提液1 1井次,其中换大泵4口,调参6口(效果见下表),日液由2 8 0.9 t到4 9 2.3 t,单井产液量提高1 9.2 t,日油由4 7.3 t到8 6.6 t,上升3 9.3 t,含水略有下降,累计增油35 4 6 t。表1 注水见效油井提液效果统计表井号提液前提液后对比日液日油含水动液面日液日油含水动液面日液日油含水动液面P 2-4 65 3.85.29 0.34 8 08 7.61 0.68 7.95 0 93 3.85.4-2.42 9P 2-2 3 22 82.89 0.19 2 26 2.85.19 1.81 0 9 83 4.82.31.71 7 6P 2-2 7 52 8.92.29 2.34 9 25 6.94.39 2.65 6 72 82.10.37 5P 2-2 0 31 4.23.67 2.86 9 92 8.46.17 8.47 4 51 4.22.55.64 6P 2-2 1 21 0.24.25 8.76 8 91 7.87.35 9.17 2 77.63.10.43 8P 2-X 5 9 11 1.45.94 8.21 0 8 81 6.47.45 4.81 2 1 551.56.61 2 7P 2-5 2 32 61 25 3.95 2 94 92 35 2.95 6 52 31 1-13 6P 2-3 36 5.83.49 4.85 4 19 4.76.29 3.46 1 02 8.92.8-1.46 9P 2-2 4 22 0.94.27 9.97 4 24 09.67 6.18 3 11 9.15.4-3.88 9P 2-5 2 92 1.73.88 1.66 5 23 8.778 1.97 3 51 73.20.38 3计1 1口2 8 0.94 7.38 3.26 2 1.34 9 2.38 6.68 2.46 9 1.12 1 1.43 9.3-0.86 9.83.1.1.3 通过精细注水,在地层能量恢复的同时进行长关井挖潜通过精细注水,利用检泵、防砂等扶长关井6口(检泵2口、防砂4口),完善注采系统。初期增加日油能力2 1.6 t,目前1 6.5 t,累增油0.5 3万吨(见下表)。表2 注水见效扶长关井生产情况井号实施措施开井时目前日液日油含水动液面日液日油含水动液面累油P 2-2 1 6防砂1 036 96 0 11 12.77 56 3 08 4 1P 2-3 5防砂1 1.34.46 1.29 1 21 31.19 17 9 83 9 9P 1-1 6 2检泵9.67.72 0.11 1 4 36.12.55 91 0 9 51 4 9 0P 2-2 2 1防砂1 0.63.66 5.97 1 09.54.55 36 8 31 3 4 5P 2-X 1 8 3防砂4.82.64 56 2 34.83.33 27 3 82 8 7P 2-2 2 3检泵5.83.34 38 2 63.72.43 45 9 49 4 73.1.2 对疏松砂岩油藏,通过精细注水,恢复地下能量,以水治砂临盘油田共有疏松砂岩油藏储量71 5 0万吨,占全厂储量约三分之一,为此我们大力开展了研究疏松砂岩油藏出砂机理。研究结果为对于易出砂疏松砂岩油藏而言,保证充足的油层能量、维持合适的生产压力,是避免地层结构破坏出砂或出砂危害的最有效途径。而针对这类油藏开采则可以增加注水投入,从根本上改善油井生产条件,减少油井出砂 率,增 加 防 砂 成 功 率,从 而 达 到 以 水 治 砂目的。典型断块:盘2-5块,因水井P 1 2-5套管损坏导致该块沙三下2、3砂组无水井注水,地层能量下降,有4口油井因出砂严重,防砂无效相继停产。701 2 0 2 3年第6期李三起 复杂断块油藏精细注水研究及应用2 0 2 1年底转注盘2-5井,5个月以后,地层能量得到恢复,平均动液面由10 5 0 m上升至6 0 0 m,将三口长关井盘1 2-2,盘1 2-3,盘1 2-2 4防砂后成功扶起,目前3口井日产原油1 4.3 t。含水2 5.2%。3.1.3 对零星小断块,实施转注措施,提高水驱储量。2 0 2 1年来我们根据零星小断块的情况,对小断块的转注井进行优化管理,对局部较低产或高含水的井进行转注,通过建设小的精细注采系统,以增加水驱储量,合计转注1 2口井,完善小断块1 2个,增加注水储量1 3 6万吨,达到了很好成效。典型断块:如盘1-2 1 8断块沙三中,2 0 2 1年初有油井7口,开3口,供液不足且高含水停产4口,日油能力6 t,综合含水1 3%,平均动液面15 5 0 m,采出程度1 6.7%。2 0 2 1年6月将P 1-2 1 8转注后,半年后见到明显效果,L 7 6X 1 9日油由4 t上升到7 t,动 液 面 升 至11 3 0 m。L 7 5井 检 泵 复 产,日 油3.6 t;P 1-2 5井卡封生产2砂组,日油3.8 t,含水6 3%;随着P 1-2 1 8注水,P 1-2 1 8与L 7 5-1 3井(含水9 8%停井)之间的剩余油向L 7 5-1 3方向驱动,2 0 2 1年底扶高含水停产井L 7 5-1 3,初期日油7.5 t,含水7 0.8%。整个断块日油由6.5 t/d上升到1 4.8 t/d,目前单元日油1 3 t,含水7 5.8%。3.2 开发后期高含水必须强化中低渗次动层的水驱效率3.2.1 细分开发层系进行精细注水管理,减缓层间矛盾临盘油区开发层系有馆一、馆二、馆三、东营、沙一、沙二上、沙二下、沙三中、沙三下、沙四等十套,含油小层有2 2 0多个。连通性较好的主力小层也有1 3 0多个。各小层天然物性差异较大;单层储量少且单井生产层少不利于持续稳产和历史上大段合采的经验影响,临盘油田层系划分较粗,就是在含油小层多达2 0个以上的馆陶、东二、沙二下和沙三下,也仅仅划分了34套开发层系。造成层间矛盾相当突出,小层动用不均,从而降低了水驱效率,也影响了采收率的提生。随着临盘油区井网密度不断增大,高含水期层间矛盾不断加剧,为了充分挖掘层间剩余油,必须进一步细分开发层系进行精细注水研究,减缓层间矛盾。典型断块:临十三沙二下南块为断层控制的多层层状断块油藏,包括临4 1-3和临1 3-9两个自然断块。针对断块存在的层系划分较粗和井网不完善两个问题,将两套层系细分为三套,提高层间动用程度,同时注采井网进行完善管理,恢复注水储量。该单元2 0 2 1年细分开发层系实施精细注水技术,共采取油井措施5口,注水井措施9口,转注1口,单元日产油由3 6t/d升至7 4t/d,增加3 8 t/d;综合含水由9 2.7%下降到8 9.1%,下降3.6%;平均动液面上升1 2 3 m。各项开发指标逐步好转,并且随着注水不断见效,呈继续提高的趋势。3.2.2 单独建设差油层注采井网(组),以提高差层水驱效率断块油藏的开发阶段已进入了高含水期,由于主力油层严重水淹,差油层成为挖潜的重点,为了差油层的挖潜效果就需要保证差油层具有相当好的注水受效条件。为把这部分中低渗透油层有效利用起来,我们已经制定了分层注水、分层酸化、井点分注等精细化注水,尽大限度地保证中低渗油层注水受效。典型断块:如临4 1-4 0井为临4 1-7块一口分注井,分层测试资料显示:1砂组差层不吸水。与该井相距1 2 0 m的临4 1-X 1 2 1井2 0 2 2年9月补孔1砂组后严重供液不足。为解决层间矛盾,于2 0 2 2年1月临4 1-4 0井丢封单注1砂组。措施后临4 1-4 0井注水压力由9 MP a升高1 2 MP a.临4 1-X 1 2 1井2 0 2 2年5月注水见效,日油由2.5 t上升至3.7 t。3.3 根据不同断块的油藏情况,采取灵活多样的精细注水管理模式3.3.1 通过精细管理变换注采井网,提高水驱波及体积针对断块注水井井网设计固定,注入方式单一,水驱油能力差的问题,根据不同断块不同油藏模拟类型选择最适宜的井网。典型断块:临1 3-2断块生产层系沙一段,构造平缓。早期注水模式为“边部注水,顶部采油”,由于井距过大,水驱方向单一,造成水驱效率低,断块开发形势不断恶化。2 0 2 2年我们结合断块特点和生产现状,提出“腰部切割注水”模式,将腰部扶长关井4口实施转注,把断块一分为二,实施后目前已有4口油井受效显著,日油上升了4.2 t。3.3.2 大力开展不稳定(平衡)注水实践表明不稳定(平衡)注水适用我厂复杂断块油藏。近几年不稳定(平衡)注水取得了较好效果,根据过去不稳定(平衡)注水的经验,在不稳定(平衡)注水管理中我们还需要做好严细管理:一是对断块管理一定要明确地层参数,包(下转1 1 9页)801 内蒙古石油化工2 0 2 3年第6期 建立的,其只适用于裂缝型储层,对裂缝型储层计算精度高,但在裂缝孔洞型、孔洞型储层中所计算的裂缝孔隙度明显偏大。与3 0口井成像计算裂缝孔隙度的对比表明,改进后的裂缝孔隙度计算方法,能够适应裂缝型、裂缝孔洞型、孔洞型储层,有更高的计算精度,为常规测井资料评价裂缝孔隙度提供了一种更有效的方法。参考文献1 邓模,瞿国英,蔡忠贤.常规测井方法识别碳酸盐岩储层裂缝.J 地质学刊,2 0 0 9,3 3(1):7 5-7 8.2 闫建平,言语,司马立强,等.泥页岩储层裂缝特征及其与“五性”之间的关系.J 岩性油气藏,2 0 1 5,2 7(3):8 7-9 3.3 李善军,肖承文,汪涵明,等.裂缝双侧向测井响应的数学模型及裂缝孔隙度的定量解释J.地球物理学报,1 9 9 6,3 9(6).8 4 5-8 5 2.4 S i b b i tAM,F a i v r eQ.T h ed u a l l a t e r o l o gr e-s p o n s e i n f r a c t u r e dr o c k sC.S PWL A2 6 t hA n n u a lL o g g i n g S y m p o s i u m,D a l l a s,T e x a s,1 9 8 5:1 7-2 05 P h i l i p p e A P,R o g e r NA.I n s i t um e a s u r e m e n to fe l e c t r i a l r e s i s t i v i t y,f o r-m a t i o na n i s o t r o p ya n dt e c t o n i cC.S P-WL A3 1 t hA n n u a lL o g g i n gS y m p o s i u m,L a f a y e t t e,L o u i s i a n a,1 9 9 0:2 4-2 7.6 陈义国,赵谦平,杨文博,等.双侧向测井裂缝孔隙模型考察与改进J.大庆石油地质与开发,2 0 1 1,3 0(4):1 7 1-1 7 4.7 李善军,肖承文,汪涵明,等.裂缝双侧向测井响应的数学模型及裂缝孔隙度的定量解释J.地球物理学报,1 9 9 6,3 9(6).8 4 5-8 5 2.8 李善军,肖承文.碳酸盐岩地层中裂缝孔隙度的定 量 解 释 J.测 井 技 术,1 9 9 7,2 1(3):2 0 5-2 1 4.9 王晓畅,范宜仁,张庚骥.基于双侧向测井资料的裂缝孔隙度计算及其标定J,物探化探计算技术,2 0 0 8,5(3 0):3 7 8-8 0(上接1 0 8页)括非均质性和水动力连通性等地层静态参数;二是对注入参数进行优化,包括不稳定(平衡)注入时间、注入量范围等动态参数,通过2 0 2 1年以来在全厂2 3个开发单元的试验推行,已获得了效果。典型断块:盘河断块区盘2-1 4井组是临盘油田不稳定注水的经典之做。P 2-1 4断块一注一采,已实施多年的不稳定注水(注水井P 2-1 4间注),对应油井P 2-1 1一直保持着较高的生产能力。3.3.3 卡堵结合,减少了无效注水(水循环),真正提升注水效益。由于层与层矛盾突出,存在高渗层、大孔道,造成水驱效率降低,油井含水高,而注入水利用率低。因此调整油水井措施结构,在油井上卡水,注水井上精细分注(控制高渗层注入量),显著提高了水驱效果。典型断块:临十三沙三下临4 1-4 3 9井,生产二、三砂组。2 0 2 1年1 2月含水突升,由7 7.9%上升到8 8.2%,到2 0 2 2年4月全水,液面井口,结合邻井生产动态和井温找水资料,分析为二砂组8、9号层暴淹。2 0 2 2年1 0月份对临4 1-4 3 8井实施挤灰封堵水层后,含水降至目前6 3.5%,日油8.6 t。同时对应水井临4 1-x 4 3 7井油压由6.5 MP a上升至1 3.4MP a,日注由1 2 5 m3下降至6 2 m3。邻井临4 1-x 4 3很快 也 见 到 较 好 效 果,日 液 由2 5 m3/d上 升 至3 6.3 m3/d,日油由6.1 t/d上升至1 0.1 t/d,含水由7 6.5%下降至7 2.3%。通过油水井卡堵结合,减少了无效水循环,有效的提高了注入水利用率。4 效果评价经过复杂断块油藏精细注水研究与应用,大大提高了复杂断块油藏的注采优化水平,并逐渐改变了地层能量衰减快,自然递减大的被动局面,地层能量 逐 渐 回 升,截 至2 0 2 3年5月 底 平 均 压 降4.4 6 MP a较2 0 2 1年5.2 2 MP a减少0.7 6 MP a,通过注水见效我厂年均多产油1.3万吨,减少自然递减率0.9个百分点左右,为实现了原油稳产和油田可持续发展。参考文献1 周琦,高宏印,袁淑芬.萨尔图油田河流相储集层高含水后期剩余分布规律研究J.石油勘探与开发,1 9 9 7,2 4(4):5 1-5 32 方凌云,万新德.砂岩油藏注水开发动态分析M.北京:石油工业出版社,1 9 9 8.911 2 0 2 3年第6期蔺学旻 塔河油田碳酸盐岩裂缝孔隙度计算方法的完善