雷64块巨厚块状稀油油藏高效开发实践

陈志军

(中国石油辽河油田公司高升采油厂,辽宁盘锦124125)

雷64块巨厚块状稀油油藏高效开发实践

陈志军

(中国石油辽河油田公司高升采油厂,辽宁盘锦124125)

雷64断块为一深层巨厚块状砂砾岩底水稀油油藏,具有埋藏深、厚度大、呈块状、低渗透等特点,另外早期地震资料品质差,对构造、储层的认识受到限制,这些不利因素给油田开发带来一定困难。为此,通过新采集地震资料、VSP测井、动态认识、动态监测,在早期“产能建设与注水同步”获得成功经验的基础上,及时落实构造与储层,调整注采系统;研究隔夹层发育规律,调整注水开发方式;同时配以增压、增注、改善水质等措施,有效提高了区块整体开发水平,采油速度达到2.5%以上,最终采收率由23.0%提高到41.9%。

高升油田;雷64块;注水开发

雷64断块是辽河油区2002年发现的油层巨厚、储量较大的上产区块,构造上位于辽河盆地西部凹陷陈家洼陷北部地区,为一巨厚块状砂砾岩底水稀油油藏。完钻的第一口探井在S3地层钻遇巨厚油层,解释油层厚度为182.3 m,初期10 mm油嘴试油,日产油112 t,日产气11 000 m3,获得了探明石油地质储量超过一千万吨的喜人成果。但随着开发的深入,暴露出构造及储层不落实,油井受效情况不清,底部注水开发上层系无能量补充的矛盾,注采井网、及底部注水开发方式急需调整。为此,展开了油藏精细描述、注水方式以及配套工艺措施方面的技术攻关与实践。

1 地质特征及开发简况

1.1 地质特征

1.1.1 油藏埋藏深、厚度大[1]

雷64块为一背斜构造,构造高点在断块中部,主要含油层系为S3下莲花油层,油藏埋藏深度为1 930～2 222 m。平面上砂体呈扇状分布,自东向西砂体厚度逐渐变薄;纵向上有厚度巨大特点,地层厚度400～450 m,平均油层厚度112 m,在油层中部单层最厚可达167.5 m。

1.1.2 油层物性差,属于中孔中低渗储层

通过岩心常规分析,雷64块有效孔隙度最大值19.7%,最小值3.6%,平均值13.7%;有效渗透率最大值 76.9×10-3μm2,最小值 1.0×10-3μm2,平均值为21.9×10-3μm2。根据雷64井区完钻井测井资料分析结果,沙三下储层的平均有效孔隙度为11.2%,平均渗透率为38.2×10-3μm2,油层物性较差。

1.1.3 原油物性好,地饱压差小

雷64井区原油性质较好,为稀油。据高压物性统计分析,地层条件下原油粘度小于0.5 m Pa·s,原油密度0.7410 g/cm3,体积系数1.2915,压缩系数135.1×10-5M Pa-1,一次脱气气油比为114.1 m3/t。20℃地面原油密度在0.860～0.883 g/cm3之间,平均为0.868 g/cm3;50℃地面原油粘度在13.97～37.22 m Pa·s之间,平均为19.22 m Pa·s;凝固点在20～33℃之间,平均为26.4℃;含蜡在6.29%～16.67%之间,平均为10.03%;胶质沥青质在7.53%～38.98%之间,平均为21.61%。原始地层压力为20.31 M Pa(2 053.5 m),饱和压力17.3 M Pa,地饱压差仅3.01 M Pa。

1.1.4 储层敏感性适于注水开发[2]

储层润湿性分析表明,相对水湿最大99.8%,最小82.3%,9块样品中有7块润湿程度为强亲水,2块为亲水,说明雷64块S3下储层的岩石润湿特性主要为强亲水型。从雷64块各项敏感性测定结果来看:其水敏属于中等偏强敏感性,速敏属于弱速敏,盐敏的临界盐度在5 000 mg/L以下,适于注水开发。

1.2 开发简况

2002年4月,雷64井在沙三段莲花油层获良好油气显示,测井解释油层182.3 m/2层,射开23 m/1层,用10 mm油嘴求产,日产油112 t,日产气11 000 m3。雷64井获高产工业油流之后,相继部署开发控制井雷64-28-22及开发评价井雷64-22-20、雷64-30-28,均获高产工业油流,从而发现雷64巨厚块状底水油藏。2002年7月雷64区块正式投入开发部署,按一套开发层系300 m井距正方形井网进行整体部署开发井19口。油井开抽后表现出初期产量高,但因地层能量不充足(地饱压差小、底水能量不充足),产量递减快,油层严重脱气。针对开发中暴露出的问题,2003年5月调整为两套层系210 m注采井网整体开发[3]。2004年1月注水,因隔夹层不发育,确定一套层系边底部注水开发方式。

截止2010年6月共投产油井40口,开井40口,日产油365 t,综合含水35%,采油速度2.82%,剩余可采储量采油速度15.7%,年产油13.232 2×104t,累积产油112.569 2×104t,采出程度24%,可采储量采出程度57.3%。投注水井15口,开井15口,日注水918 m3,月注采比1.24,年注水30.69×104m3,累积注水 159.549 5×104m3,累积注采比0.84。目前处于低含水期稳产阶段。

2 开发中暴露出的主要问题

2.1 构造及储层不落实,注采井网急需调整

雷64块原构造主要依据“七五”期间地震资料解释成果确定,开发初期认为断块被北东向断层分为东西两个部分,西部为一斜长薄层小断块,发育Ⅵ砂体,东部主体部位为巨厚块状背斜构造,发育Ⅶ砂体,且各自独立。但从油水井生产动态中发现,西部水井雷64-26-28注水时东部主体部位油井雷64-24-26有明显受效反映;水井雷64-26-28示踪剂监测结果表明,东部主体部位多口油井见到了示踪剂;东西断块同年实施的2口调整井雷64-28-28与雷64-莲 H601导眼井测压压力系数一致。因此急需落实构造及储层展布,重新调整注采井网。

2.2 底部注水开发油层中上部脱气严重,注水开发方式急需调整

雷64区块开发部署初期,按两套开发层系300 m井距正方形井网进行整体部署,2003年5月因隔层不发育,调整为一套层系150 m井网底部注水开发,水井底部注水,油井中上部采油。近年来,开发上表现出Ⅶ砂岩组上层系因无能量补充,地层脱气。生产上部井段的雷64井与雷64-28-22井日产气均高达2.0×104m3/d以上,压力系数仅0.45,远低于下部油层段0.9左右水平,上层系急需注水补充能量。

2.3 油藏低渗透,注入压力高,注水状况急需改善

雷64井区属中孔中低渗油藏,开发目的层沙三下储层平均有效孔隙度为11.2%,平均渗透率为

38.2×10-3μm2。平面上渗透率分布不均,通过沉积模式研究分析,S3下储层主要有两个物源,一个是北向物源,主要控制中部砂体沉积,形成巨厚、块状砂体,物性相对较好,油井产能高;另一个是北东向物源,主要控制东部边部沉积,形成层状砂体,物性差,油井产能低。这种沉积模式造成中部与东边部、北部注水具有明显差异。由于相带变化,中部注水井不能控制边部油井,因物性差边部注水井注入压力高(20 M Pa以上),注水困难,油井受效状况差,注水近一年,边部油井基本不受效。边部6口油井平均单井产油量初期为19.3 t/d,一年时间后下降到目前10.9 t/d,递减43.4%。

3 主要开发技术

3.1 重新落实构造及油藏类型,指导分层系调整

针对雷64块早期地震资料品质差问题,通过新采集地震资料精细解释成果、VSP测井及油水井生产动态等资料,重新落实油藏构造:去掉内部北东向断层,将原来二个独立断块统一为一个完整的单斜构造。其中Ⅶ砂体为一边底水油藏,主要发育在西部,向东部尖灭,含油面积0.35 km2,油层厚度20～40 m,复算地质储量为59.7×104t。Ⅵ砂体可分层开发,且目前单控储量14.9×104t,有进一步开发部署的潜力。

Ⅵ砂体调整方案要求采用150 m井网边底部注水,油井直井与水平井组合的开发方式;近年来整体部署水平井油井3口,直井6口(其中水井2口),使Ⅵ砂体单控储量由14.9×104t上升到16.6×104t,注采井数比达到1∶2.3。Ⅶ调整方案要求沿用原来一套层系150 m井距反九点注采井网,在去掉断层基础上重新规划注采井别,要求实施水井改油1口,油井转注2口,使注采井数比由1∶3.2提高至1∶2.5。

3.2 调整注水思路,实施对应注水

雷64块油层厚度大,并且内部夹层层状特性不明显。针对Ⅶ砂体底部注水暴露出的上部井段不受效、地层压力下降问题,重点加强小层精细对比,研究砂体内部夹层分布特征。Ⅶ砂体内部发育2套不连续夹层,第一套夹层主要分布在东北、东南部,厚度0～4 m;第二套夹层主要分布在西、北、东部,中部和南部不发育,厚度0～8 m。夹层对注入水有一定遮挡作用,建议实施对应注水。根据夹层发育特点,将Ⅶ砂体细分为L 7上、L 7下两套,L 7下对应开采层段注水强度控制在1.1～1.3 m3/(m·d),井组注采比控制在1.3左右;L 7上对应开采层段注水强度控制在0.9～1.1 m3/(m·d),井组注采比控制在1.0左右,形成水井整个层段注水,油井逐层上返的注水开发方式。

2008年以来,针对上层系地层压力下降问题,实施水井补层分注5口,累积增加吸水厚度138.6 m,日增注水100 m3,年增注水2.1×104m3,日注采比由0.68提高到0.96。目前见到明显效果,地层压力由14 M Pa上升到16 M Pa;油井明显见效,如水井雷64-28-20和雷64-28-24井分别于2008年5月和2008年11月补开上部井段,上层已累注水2.5×104m3、2×104m3,对应油井雷64-28-22井日产油量由4.0 t上升到目前的9.8 t,并保持上升的态势。

3.3 改善水质及工艺配套技术

因区块储层物性较差,为低孔中低渗储集层,该块注水压力偏高,一般在20～25 M Pa,通常注水设备不能满足注水开发要求。工艺上采用井口安装增注泵配以耐高压井口[4],使注水压力提高10 M Pa,注入能力可以达到200 m3/d。

该块储层孔隙结构较差,为中孔、特-微细喉不均匀型,储层最大喉道半径5.7956μm,平均喉道半径1.1646μm,因此,雷64区块注入水改为清水,并经过精细过滤,无油污,机杂含量小于1 mg/L,满足了水质要求。

4 实施及效果

通过以上开展注水配套技术研究与实践,目前该区块开发保持高速高效阶段,可采储量采出程度59.3%,地质储量采油速度保持在2.6%以上(图1);注采井数比为1∶2.6,受效油井35口,占油井总数87.5%;地层压力回升1.5 M Pa,高于饱和压力,油井动液面也由注水前年1 320 m上升至1 210 m,上升了110 m;油藏脱气现象得以有效控制,气油比由高峰时的156 m3/t下降至60 m3/t;含水上升率1.5%,远低于理论值(图2);水驱储量控制程度85.7%,水驱储量动用程度77.6%。经中石油股份公司评定,标定的最终采收率由23%提高到41.9%,成为辽河油田提高采收率典型区块。

图1 雷64块可采储量采出程度与采油速度关系

图2 雷64块含水与采出程度关系曲线

5 结论

(1)通过搞清构造、沉积相、储层等地质特征,对油藏地质特征进行了再认识。莲花油层纵向上划分为Ⅵ、Ⅶ二套砂岩组,Ⅵ砂体组分布范围小,油层平均厚度不足50 m;Ⅶ砂岩组在全区均有发育,平均厚度100 m以上,单井最大厚度达244 m。Ⅵ、Ⅶ砂岩组间隔层分布稳定,Ⅶ砂岩组内部有两条不连续的物性夹层。

(2)区块注水与产能建设同步开发,注水开发后油田开发水平较高:产油量稳定、采油速度保持在高水平线上,综合、自然递减率控制在合理范围内,含水上升率控制在较低水平,地下存水率高。早期注水开发在雷64块低渗透油藏见到了明显效果。

(4)雷64巨厚块状砂岩油藏底部注水开发过程中,夹层对注入水有一定的遮挡作用造成上层系泄压,地层压力下降,油层脱气。通过及时调整,对应注水后纵向矛盾得到了及时解决。对应注水开发是巨厚块状砂岩油藏行之有效的注水开发方式。

(5)雷64块最终采收率由23%提高到41.9%。对于厚层、块状、低渗、稀油、砂岩油藏,实施早期注水开发,注水过程中进行跟踪评价和及时开发调整是提高最终采收率的关键。

(6)雷64块由原二套层系开发调整为目前的一套层系开发,目前水井全井段注水,因层间存在生产压差,封隔器易失效,且纵向井段长,水井负担很重,因此下步对Ⅶ砂体实施细分层系开发调整是进一步保持区块高速高效开发的关键。

[1] 李晓林.深层巨厚块状低渗透油藏注水开发技术与实践[J].特种油气藏,2006,11(6):102-103.

[2] 裘怿楠,刘雨芬.低渗透砂岩油藏开发模式[M].北京:石油工业出版社,1998:89-95.

[3] 许宁.巨厚块状砂砾岩底水油藏合理注采井网研究[J].特种油气藏,2004,11(6):52-53.

[4] 彭义成.合理应用高压注水技术开发好低浸透油藏[J].江汉石油职工大学学报,2002,15(1):37-39.

TE341

A

1673-8217(2011)05-0070-03

2011-05-20

陈志军,工程师,1973年生,1996年毕业于西南石油学院石油工程专业,现从事油田开发管理工作。

编辑:李金华