均衡注采提高水驱油藏采收率.pdf

2023年第6 期（总第30 6 期）doi:10.3969/j.issn.1009-3230.2023.06.005应用能源技术19均衡注采提高水驱油藏采收率秦晓敏（中国石化胜利油田孤东采油厂，山东东营2 57 2 37）摘要：基于单元发展阶段，八区馆上现处于后续水驱阶段。对井网完善程度低，损失储量严重，高含水开发期馆陶组油藏，围绕“两率”（储量动用率、油田采收率）、“两控”（控递减、控含水），通过精细油藏分析，采取油水井综合治理措施，培养稳升井组和长寿井，改善了水驱开发效果,提高了区块采收率,对其它同类油田的水驱开发具有借鉴意义。关键词：精细开发管理；提高老区采收率；转变开发方式中图分类号：TE357Balanced Injection and Production Improve theRecovery Rate of Water-driven Oil Reservoirs(Sinopec Shengli Oilfield Gudong Oil Production Plant,Dongying 257237,China)Abstract:Based on the development stage of the unit,the upper Baqu museum are now in the follow-up water flooding stage.Due to the low degree of perfection of the well network,serious loss ofreserves,and high water content during the development period of the Guantao Formation reservoir,focusing on the“two rates(rate of reserve utilization and oilfield recovery rate)and“two controls(control of decline and control of water content),through fine reservoir analysis,comprehensivetreatment measures for oil-water wells are adopted,and stable rising well groups and long-life wellsare cultivated,which improves the effect of water flooding development,increases the block recoveryrate,and has reference significance for water flooding development of other similar oilfields.Key words:fine development management;improving the recovery rate of old areas;changing thedevelopment mode0引言孤东油田八区位于孤东油田南部,孤东披覆背斜翼部,构造简单,西高东低,高差 50 m。八区馆上段油层属于河流沉积,分两个层系开采,34砂层组属曲流河沉积,5-6 砂层组属辩状河沉积 。八区含油面积1.7 km，地质储量46 3.8 104t,共有2 0 小层，38 个小砂体，地势上西高东低，中部地区构造平缓。油层岩性以粉砂质细砂收稿日期：2 0 2 3-0 4-2 6修订日期：2 0 2 3-0 5-18作者简介：秦晓敏（1994），女，硕士研究生，助理工程师，研究方向为精细油藏开发。文献标志码：A文章编号：10 0 9-32 30(2 0 2 3)0 6-0 0 19-0 5QIN Xiaomin岩为主，分选中等，胶结疏松，以接触式及孔隙接触式胶结为主，砂岩表面亲水,具有油藏埋藏浅、渗透性好、孔隙度大的油层物性，但油层非均质性严重,原油粘度高、比重大、地层易出砂 2 1开发状况分析1.1井网适应性分析2012年套变停注井13口，已更新井5口，未更新井4口。自2 0 13年以来新增套变停注井3口,对应油井10 口，影响注采对应率5%；套变事故带病注水井13口，占开井54.1%，套变不能细分6 口,对应油井18 口，影响注采对应率8.5%。20井况极度恶化，井网完善程度低，造成注水方向单一,治理前两向以上对应率仅为31.4%，单向对应为32%，只采不注的35.6%，注采井数比为1:2,注采对应率仅为6 4.4%。1.2储量动用状况分析1.2.1井网完善程度低,损失储量严重由于注人水质差导致油水井报废及事故严重，且更新不及时或带病生产，且套损井逐年增加，导致注采井网不完善，到2 0 12 年12 月底，停产井达18 口，损失可动用储量36.510 4t，停注井13口，损失水驱储量31.510 4t，占可采储量的46.6%，有1/3可采储量未注上水。1.2.2层间储量动用差异较大主力层采出程度较高36.6%，占主力层储量的6 0.7%，非主力层采出程度低仅为3.2%，占非主力层储量的8.2%，非主力层剩余可采储量相对较高。1.3能量保持状况分析1.3.1井网不完善区，压降较大由于受注采对应关系的影响，主力层及注采完善区形成高压区，无水井对应及注采不完善区压力较低。从近两年测压变化来看，通过完善井网部分井压力上升，但小砂体、井网不完善区压力下降仍然较大，平均压力下降1.9兆帕。1.3.2能量补充不足，低液井增多,开发形势严峻，稳产基础不牢4032343542434552+35455616263应用能源技术动液面在平面上分布差异较大，治理前液量小于50 t/天2 5口井，平均液量2 3.8 t/d，液面大于8 0 0 m19口，平均液面10 17 m,部分井区能量补充不足。1.4水淹特征及剩余油分布特点1.4.1平面水淹严重，低含水井点零散分布由于储层横向非均质性，导致平面上的水淹程度存在差异。根据八区含水分级资料统计，平面水淹严重，一般含水大于95%，主力层已大片水淹，低含水井点主要分布在断层边部、井网不完善区、砂体边部区域，同时是下步挖潜重点；虽然主力层已大片水淹，剩余油饱和度普遍较低，剩余油分布比较分散,但在有效厚度较大的区域,其剩余储量仍较大；主流线水淹程度高，分流线水淹程度低,非主流线上剩余储量相对较高,井间剩余油富集区是下步增油的潜力。1.4.2层间水淹存在一定的差异八区含水普遍较高，小于90%的仅4个小层，主力小层含水较高。新井解释成果表明层间剩余油潜力大。从2 0 12 年以后完钻的5口新井资料统计来看，单元36 个小层中，有2 6 个小层剩余油饱和度在40%6 0%之间，其中主力层18个，非主力层8 个，说明主力油层的剩余可采储量依然较大,非主力油层也将成为下步剩余油的重点挖潜方向。506065.255.2图1八区馆上段单采井综合含水柱状图2023年第6 期（总第30 6 期）708070.5909597.6195.196.898.295.896.686.5100197.82023年第6 期（总第30 6 期）1.4.3层内水淹不均衡，顶部剩余油富集，底部水淹程度高八区馆上段油层以正韵律为主，正韵律油层占50%6 0%。统计八区馆上段2 0 11年新井的多功能测井曲线结果表明，正韵律油层其上部水淹厚度比例为6 6.7%，驱油效率为2 7.6%；中部水淹厚度比例为7 6.9%，驱油效率为32.1%；下部水淹厚度比例为90.9%，驱油效率为45.3%，说明正韵律油层剩余油主要分布于油层上部。从饱和度监测资料及同层各段注水状况变化对比可以看出，油藏的层内非均质性严重,层内剩余油富集。5.0063.44.003.000.002y2.0021.0001+232343541424344455152+354 55图2 八区馆上段分小层剩余储量柱状图通过2 0 个井组剩余储量统计分析，只采不注间、层内吸水剖面，实现了平面注采平衡，增加水及结合部井组剩余油富集，平面井间剩余油相对驱方向，扩大注水波及面积，提高水驱油效率较少，但也有挖掘的潜力。2.9%，共实施解堵井2 口，细分2 口，转注3井2.2加大扶停攻欠治理力度，完善局部注采井次，防砂井6 口，作业扶长停井4口，洗井扶停注网，提高水驱控制程度2口，恢复水驱控制储量13.6 万t，如图3所示。以水井为基础,开展了分井组治理,改善了层181614121086202.31适时做好井网调整，油井措施挖潜工作，提高储量动用程度通过打新井、补孔、卡封归位和扶长停等手段应用能源技术2精细开发管理工作开展情况及效果2.1精细剩余油分布规律研究，提高储量动用程度储量动用状况方面，各类储量所占比例分别为：水驱储量7 6.5%，弹性储量6.3%，失控储量12.3%，未动用储量5%。采出程度2 9.95%，虽然主力层采出程度较高，层间剩余油富集，依然有21.5万吨的剩余可采储量。主力层剩余油主要分布在断层附近和井网完善的非主流区，非主力层剩余油主要分布在断层附近、砂体边缘和井网不完善区 3。剩余可采储量（万吨）58.844.942.929.030.314.60.010218060采出程度(%)4023.93.91%211116.8事故损失储量9.39.40616263 6466679.75恢复3.2水驱储量扶长停解堵防砂图3水驱储量恢复柱状图增加采油井点，提高注水波及范围。共投产新井1口，补孔2 口，改层5口，工艺2 口，解堵防砂5口，日增油2 1t/d,累计增油36 0 5t,恢复可采储5.30.02.20.6202211(20)(40)22量7 万t，注采对应率由56.7%上升至8 7.9%。在剩余油挖潜上，扩宽开发思路，综合挖潜平面、层间剩余油。2.4转变开发方式，提高采收率八区34单元在井网完善的基础上，于2012年6 月2 7 日投注二元，预计提高采收率9.1%，设计注人体积倍数0.55，二元区含油井12口，注人井8 口，投注前二元区日液水平8 2 2.6 t，日油水平16 t,综合含水98.1%。目前日液水平510t，日油水平38.1t,综合含水9 2.5%，较转二元前日油水平上升2 2.1t,累增油1.0 9 2 2 10*t。对井网完善不能兼顾的小砂体，优选单井将开发方式由弹性开发转为注CO,吞吐，实施6 井次。平均单井日油水平上升2.1t，累增油1 439 t。2.5丝细化平面调整，调整平面压力场，促进二元见效2.5.1扶提高注入速度，保障段塞按计划注人因注人井境况差，二元区注入速度一直低于单元平均水平,2 0 13年实施转注1井次，新投1井次，作业扶停攻欠6 井次，洗井7 井次，至2 0 13年7 月份注人PV数0.16 5，达到单元整体水平。2.5.2强化油井提液，做好引效促效实施检低效15井次，防砂1井次，大泵3井次，上调参数17 井次。日产液量上升136 t。注聚年累增油达到4318 t。2.5.3进一步完善基础井网,提高注采对应率注聚区实施油井补孔改层归位3井次,水转油2 井次,转注1井次,水井更新1井次,实施后对比2 0 12 年12 月单向对应率下降5.7%，两向对应率上升4.1%,两向以上对应率上升1.6%。2.5.4水井调剖、细分,均衡平面压力场累计实施调配及调浓度6 2 井次，调剖2 井次，细分1井次，注入体积倍数达到单元整体水平后逐步下调配注，目前注入体积倍数与单元整体一致，注采比保持在1.0，二元区综合含水应用能源技术92.5%，低于方案设计0.5%；见效井11口，见效率91.6%，超出单元整体水平7.4%。2.6精细日常动态管理，及时做好注采调配，培养稳升井组和长寿井一是实施分井组调配，对注采完善,注采对应好的井组,保持注采平衡,实施脉冲注水与温和注水相结合，避免出现暴性水淹；对注采对应差和单项对应井组实施脉冲注水；对近边水井组实施温和注水,避免边水舌进。二是不间断的对单井进行动态监控,适时调整,防止水窜。三是在日常动态管理中做到，日分析,旬对比，月总结，把稳产工作做细做实。共实施调配8 6 井次，日注水量增加510，对应油井42 井,累计增油136 8 t;有注采井组16个，稳升井组15个，占总井组的93.8%，减缓自然递减1.2%；八区平均开井38 口，长寿井11口，占开井数的2 8.9%，与同期对比增加2 口。通过对八区实施精细开发管理，注水状况好转,地层能量回升，水驱储量得到控制，对比治理前八区5-6 单元日油水平上升7 吨，采收率提高1.8%，注采对应率上升2 9%，实现了连年递减的八区产油量稳中有升。3改进措施水驱单元重点以强化精细管理，做到水井治理为主,油井挖潜为辅,增加有效注水井点为主要手段,完善注采井网,缓和平面、层间矛盾,有效增加水驱储量；加强储层认识,转变开发思路，深挖细找，实施精细挖潜，以转二元的方案为依据，逐步完善基础井网,为下步注聚做准备；同时扎实做好“三稳升”工作，力争水驱单元稳中有升，实现老区开发的良性循环 43.1精细剩余油分布规律认识，完善注采井网，提高储量动用程度八区虽然整体上储量控制程度较高，但受井网和渗透性差异影响，目前停产停注井网不完善区、厚油层层内顶部剩余油相对富集，为充分挖掘水驱剩余油潜力，减缓产量递减，以二元驱方案为2023年第6 期（总第30 6 期）2023年第6 期（总第30 6 期）依据,通过更新、完善、侧钻、补孔和井别互换来完善注采系统，提高注采对应率 5。计划实施更新、扶长停井5井次,防砂、解堵油井措施19井次;水井更新侧钻、酸化解堵工作量10 口。预计实施后单元油井开井由37 口提高到41口，增油水平15吨/天，水井开井上升到19口，增加5口，日注能力增加330 m,井层注采对应率由6 4.4%提高到7 0.5%，提高6.1%，两向以上对应率由32%提高到38.8%，提高6.8%，恢复水驱控制储量8 万t。3.2配套实施堵调技术，提高水驱利用率随着注水时间的延长，油井水淹范围和程度将进一步加大，油井堵水，水井调剖应作为下一步控制八区含水上升的有效手段。针对44 层注水不规则且大孔道导致的油井含水上升迅速，水井油压较低,分析其来水方向和注入面状况,实施油水井调堵措施，改变注人、产液剖面，控制含水上升。油井堵水5井次,水井调剖4井次。3.3完善注水配套技术，改善水驱开发效果配套解堵、增注工艺，改善低渗韵律段注水状况，有效补充地层能量。强化日常生产动态管理，加密动态跟踪，摸索脉冲注水周期及见效规律，对不同油水井组，根据不同储性及对应状况实施不同注水方式 。例如：对井网完善井组保持一定的注采比0.9 1.2 之间；三向对应的井组实行轮流的脉冲注水；对于受边水影响的井组实行先大幅度提水,后缓慢降水的措施,对每口对应油井及时跟踪好含水和量油，根据变化情况采取相应的调配；对于单向对应井组实行缓冲注水。同时强化注水管理，提高“三率”，实现注足水,注有效水应用能源技术的目标。4结束语以能量分布调查为基础,深化流场调整为抓手,持续调能量、控含水、优注采，实现“均衡能量、控无效水、提有效液、抑强扶弱”。主力层立足提高注水利用率、降低吨油运行成本，通过厘清“剩余油、极端耗水层带”分布，明确“注采对应连通程度”，针对性地开展轮采轮注等低成本流场调整技术,不断优化产液结构,实现控水降本稳油增效。非主力层立足提高储量控制、扩大水驱波及,通过高效完善提动用、微压驱增注人、零散注聚扩波及等技术对策，不断提升非主力层地层能量及驱替质量，实现提质提效目的。参考文献1窦之林.孤东油田开发研究 M.北京：石油工业出版社,2 0 0 3.2赵翰卿.对储层流动单元研究的认识与建议 J.大庆石油地质与开发,2 0 0 1(3)：8-10,7 4.3谢伟，王延锋，李红.鄂尔多斯盆地延长组长2油层组油气富集规律一一以永宁油田任山区块为例 J.岩性油气藏,2 0 17,2 9(5):36-45.4 走赵继勇，安小平，王晶，等.超低渗油藏井网适应性定量评价方法一一以鄂尔多斯盆地三叠系长6、长8 油藏为例 J.石油勘探与开发,2 0 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