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多种方式组合开发,改善油藏开发效果

来源:专题范文 时间:2024-03-27 16:00:04

吴玲玉

摘要:X断块包括A块、B块和C块等3个次级断块,动用含油面积9.8km2,石油地质储量1145×104t,可采储量138.2×104t,标定采收率13%,自1988年投入开发以来,受区块出砂严重,原油物性差等因素影响,区块自然递减率居高不下,2019年自然递减率高达21.81%,2020年以来,通过多种方式组合开发,区块自然递减率下降至-19.5%,综合递减率下降至-35.5%,开发效果得到改善。

关键词:油井产量;油藏开发;压裂工艺

1.概况

X断块是依附于**断层的断裂半背斜构造,主要含油目的层位于S32段Ⅰ~Ⅲ砂岩组,油层埋深1700m~1800m。

区块平均孔隙度为19.8%,平均渗透率为222.2×10-3μm2,属中孔中渗储层,其中中部区域储层物性明显好于北部、南部区域,C块储层物性略好于A块和B块。具有统一油水界面在1770-1790m之间。

区块地层原油性质较差,属于普通稠油,平均地面原油密度0.9609g/cm3,粘度503.3mPas(50C)。

2.存在问题

一是地层能量不足,油井产量下降块

A块原始地层压力为18.42MPa,目前北部区域地层压力为14.78MPa,因地层能量得不到有效补充,产量下降快,日产液由170.5t下降至97.9t,日产油由60.3t下降至36.4t,动液面由1241m下降至1498m,急需补充地层能量,

二是地层出砂严重,注采井网不完善

A块储层胶结疏松,尤其经历两轮次常规蒸汽吞吐后,出砂问题突显,区块共投产油井129口,其中受出砂影响27口,平均单井出砂量1.0m3,影响日产油36t,导致5个井组注采井网完善。

三是储层非均质性强,纵向及平面矛盾突出

A块储层非均质性强,变异系数为0.3-1.07,级差在2.25-260.1之间,纵向上注入水沿储层渗透率较好的底部突进,导致对应油井水淹严重,目前3个井组对应3口油井含水上升,综合含水由78.6%上升至91.5%,影响日产油9.0t,水驱储量动用程度为81.5%;平面上注水方向性强,优势水流通道已经形成,注水波及范围小,目前4个井组对应5口油井低压低产,单井日产液3.6t,日产油1.2t,影响日产油12.0t,水驱储量控制程度仅为67.6%。

3.主要工作

3.1优化压裂工艺,提高新井生产能力

A块北部含油面积1.18km2,石油地质储量332×104t,原油粘度503.3mpa.s,平均孔隙度13.4%,渗透率33.9mD。区域共有油水井27口,受油稠及井况影响,基本处于停产状态,区域采出程度仅为6.0%,严重制约了区块开发效果。

2019年重新对该区域开展精细地质研究,按照100*140m热采井网部署产能井42口,年内实施19口,实施常规滑溜水+胍胶压裂,摩阻小,排量大(8-12m³),更有利于对地层造缝;且压裂液为479m³胍胶+625m³滑溜水,滑溜水可有效补充地层能量,弥补区块天然能量不足缺陷,初期日产液375.2t,日产油73.6t投产效果较好。

3.2转换开发方式,实现老区储量有效动用

为实现A块北部332×104t储量有效动用,两个区块先后开展超临界及常规蒸汽吞吐21井次(常规3井次),阶段累注汽42290t,日产液由86.4t上升至343.0t,日产油由32.4t上升至116.4t,目前日产油50.5t,阶段累增油17432t,阶段油汽比0.41。

3.2强化精细注水,有效改善开发效果

A块以多种注水方式调整为手段,开展“完善注采井网、精细调整注水、测试指导注水”三项工作。区块开发水平得到有效提高,水驱储量控制程度由81.0%上升至81.5%,水驱储量动用程度由67.3%上升至67.6%;当年新增注水见效9个井组13口油井,日产油由35.4t上升至65.2t,综合含水由87.1%下降至79.9%,年增油3937t。

一是完善注采井网,提高水驱储量控制程度

针对A块南部因井下事故原因导致三个注采井组“有注无采”,无效注水较为严重的问题,年内通过落实老井复产潜能、井间剩余油分布规律,实施油井大修1口,换井底1口,侧钻4口,水平井压裂1口,水井转采1口,实施后初期日产液39.9t,日产油15.7t,含水60.7%,目前日产液54.0t,日产油11.4t,含水78.9%,阶段累产油963t,水驱储量控制程度由81.0%上升至81.5%,取得效果较好。

二是持续强化动态调配,控制含水上升速度

针对厚层块状油藏,层内非均质性强,注入水沿储层渗透率较好的底部突进,导致对应油井水淹严重的问题。年内根据油井生产动态变化提前做出动态判断,优化注采比,控制含水上升速度,阶段实施动态调配11个井组17井次,实施后日注水由345m3下调至305m3,注采比由0.9下调至0.8;对应6个井组10口油井,日产油由26.8t上升至49.3t,综合含水由89.6%下降至82.0%,年增油3565t。

三是完善注采对应关系,提高水驱储量动用程度

区块储层非均质性强,层间矛盾突出,注入水沿储层渗透率较好的单层突进严重,年內共实施吸水剖面测试10井次,根据测试结果发现强吸水层位19.4m/6层,为改善纵向矛盾突出的问题,同时结合目前油井生产动态分析,对存在高吸水层和注采不对应的注水井实施补层完善1井次,投球调堵2井次,调剖2井次,实施后限制吸水层15.4m/5层,启动新层12.4m/3层,水驱储量动用程度由67.3%上升至67.6%。对应2个井组的3口油井见到注水效果,日产油8.6t上升至15.9t,综合含水由79.8%下降至68.9%,阶段累增油372t。

4.总结

针对类似X断块存在原油粘度高,储层物性差,地层能量低等问题的油藏,开展分区域治理,在北部区域以蒸汽吞吐开发为主、注水补能为辅,深度挖潜井间剩余油;在南部区域按照调驱注水开发,大修、侧钻完善注采井网的工作方式,夯实老井稳产基础,可有效实现稠油油田开发水平的整体提升。

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