姬塬油田黄57区块精细分层注水技术研究与效果评价

2015-12-16 11:58张建魁吕江海冯杰瑞石明星
西部探矿工程 2015年2期
关键词:小层油层油井

张建魁,吕江海,冯杰瑞,石明星

(长庆油田第五采油厂,陕西西安710200)

姬塬油田黄57区块精细分层注水技术研究与效果评价

张建魁*,吕江海,冯杰瑞,石明星

(长庆油田第五采油厂,陕西西安710200)

黄57区块长8油藏是姬塬油田近年来重点产建区块,产量所占比例大。储层物性整体较好,但砂体展布规律较难把握,储层非均质性较强,局部微裂缝发育,开发矛盾逐渐暴露,需要实时对油田开发进行动态分析,不断调整工作部署,进一步改善油田开发效果。主要从开发形势,地层压力保持水平和水驱程度等问题进行研究,得出目前整体注水开发水平相对较低,储层非均质性强,需要进一步研究分层注水技术政策,实现3层及以上分注,提升油藏开发水平,为增储上产提供有力支撑。

姬塬油田;分层注水;水驱程度

分层注水是长庆油田实现5000×104t可持续发展的一项重要举措,是提高低渗特低渗透油藏最终采收率的一项关键技术[1]。在注水开发过程中,存在油井过早水淹、注水不见效以及纵向上水驱不均匀等问题,而油田开发实践证明,分层注水可以增大水驱动用程度,稳定并提高单井产量,提高阶段采出程度和最终采收率。因此,对姬塬油田黄57区块的分层注水技术研究以及效果评价具有重要意义。国内油田注水由20世纪50年代的笼统注水逐步发展为分层注水、细分层系注水和精细注水,注水工艺经历了笼统注水、同心注水、偏心注水、集成式注水、智能注水5个主要发展阶段[2-3]。目前分层注水取得了分层、测试、调配、洗井、作业等技术,为油田实现分层开采奠定了坚实的技术基础。

1 地质概况

姬塬油田黄57区块位于鄂尔多斯盆地的西北部,横跨天环坳陷和陕北斜坡,构造平缓[1],油藏类型为岩性油藏。区内地表属典型的黄土塬地貌,地形起伏不平,属内陆干旱型气候,年平均气温约10℃,年平均降水量570mm左右。其中长8油层属主力油层,油藏埋深2600m,厚度约15~20m,有效厚度9.2m,孔隙度8.68%,渗透率0.53mD,原始地层压力20.34MPa,地层原油粘度1.19mPa·s,地层原油密度0.775g/cm3。地层水矿化度为29.0g/L,水型为CaCl2型。

2 分层注水技术研究

2.1 分注井生产情况

目前研究区水井开井数110口,其中笼统注水77口、分层注水33口,分注率达到30%,单井日注21m3,月注采比3.25,累计注采比2.4,东部及中北部由于个别注水井剖面吸水不均及地层或系统原因注不够等原因,地层能量未得到及时补充,目前,长8油藏共有23口油井供液能力不足。2013年以来,共上调注水井配注4井次,恢复注水1井次,配注调整后局部油井逐渐见效,但仍然影响递减。

2.2 分注必要性

分层注水即对不同性质的油层区别对待,通过改变地下压力场的分布,使注入水波及到高含油饱和度区域,从而将剩余油区中的原油驱出。通过分析研究区内油层相对较厚,隔夹层发育,非均质性强,必须采取精细分层注水,缓解层间、层内矛盾,满足分层注水条件。

2.3 分注工艺技术

结合精细小层划分+生产动态+储层特征为一体的精细分层注水标准。应用沉积旋回+标志层方法,在长8进一步细分为长811、长821、长812、长822等4个小层。根据开发特征,将长811层划分为中部低压区、南部塬96-35区、西北部水平井区、东部塬96-51区等4个流动单元。通过对单层试油产量统计分析,长81油层厚度相对较大,分布稳定,试油产量高。同时对储层特征也进行了分析,表明白该区内长81储层物性以及吸水状况也相对好于长82。固长81油层是此次分层注水效果评价主要目的层。

结合吸水剖面资料对隔层与水驱状况的关系进行分析:隔层与吸水状况关系:隔层厚度大于2m,吸水不均比例相对较小。隔层与水驱动用:无隔层水驱动用为55.9%;隔层在0~1m间水驱动用为55.4%;隔层大于2m,水驱动用程度相对较高。隔层与产出状况关系:分层注水后,隔层在2m左右,单井产量增幅相对较高。

综上,目前实施精细分层注水,结合油藏认识、开发动态、精细小层对比等成果的基础上,综合应用渗透率级差和隔夹层厚度的方法,研究出精细分层注水标准,整体2层或3层分注,部分区域根据小层储量控制状况实施3层以上分注。

2.4 注水参数的确定

初步形成了精细分层注水开发技术政策,在注采平衡的情况下,吸水层与产出能力的对应性较好,根据注入剖面吸水能力计算出各个小层的吸水量。数值模拟法以0.2mD渗透率为基础,分别模拟1~7倍渗透率级差,模拟表明,受高渗透率层的影响,低渗透率层注入水推进速度不同,渗透率级差保持在3倍左右,注入水见效最快。用油藏工程法确定最大最小注水量和合适的注水强度,改变以往利用破裂压力作为最大注水压力计算注水量,而是用裂缝开启压力作为最大注水压力。考虑启动压力梯度、介质变形、油井压裂增产效果,确定注采井间压力梯度分布曲线,确定最小注水量[5]。

式中:qi——注水量,m3;

h——注水层厚度,m;

F——油藏含油面积,km2;

S0——含油饱和度,%;

Φ——综合含水,%;

VL——合理采液速度,%;

Ve——水侵速度,%。

计算出了最小注水强度:0.75m3/d·m,最大注水强度:1.5m3/d·m。在相同注入量条件下,注水强度越大,注入水在近井地带不能及时向外传播,有效波及范围越小。注水强度越小,油水井间压力剖面分布越均匀。

根据已分注注水调整矿产统计、数值模拟、油藏工程等分析,形成了黄57区精细分层注水开发技术政策。确定了合理的注水政策参数1.0m3/d·m。考虑中部低压区、南部塬96-35区、西北部水平井区、东部塬96-51各流动单元小层物性及地层压力保持各有不同,固对其进行区别注水。其中:中部平均地层压力16.24MPa,注水强度保持在1.2m3/d·m;南部塬96-35区物性相对较好,平均地层压力14.71MPa,油井26口,水驱动用程度75.3%,吸水状况较好,注水强度1.0~1.2m3/d·m;西部水平井区控制注水,注水强度1.6~1.8m3/d·m,水平井腰部注水井停注观察;东部塬96-51区地层压力12.08MPa,较低,油井见效慢,应对其措施增注。

3 分层注水效果评价

黄57区长8油藏目前水驱控制程度80.5%,水驱动用程度70.3%,水驱指数3.85,存水率保持在0.88,平均单井吸水厚度11.06m,地层压力保持在14.8MPa左右,与2012年12月相比吸水状况有明显提升(见表1),研究证明分层注水对地层能量的保持和油井开发都有着良好的效果。

表1 黄57区块长8油藏水驱状况统计表

4 结论与认识

精细分层注水是低渗透储层油层稳产的核心和关键,表现在剖面上注水井吸水厚度和水驱动用程度逐渐增大,地层压力大幅提高,最终可提现在油井单井产能上的提升和稳产;精细分层注水技术体系,为低渗透油藏分层注水提供了研究和生产方向;通过精细小层对比,是否需要三分或者多层分注,其对应的标准需进一步研究,不断提高开发水平。

[1]罗顺社,银晓.鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8沉积相的研究[J].石油天然气学报,2008,30(4):5-9.

[2]张建娜,闫晓飞,陈华,等.姬塬长8油藏储层物性及开发效果分析[J].石油化工应用,2008,31(8):68-70.

[3] 李元昊,张铭记,王秀娟,等.鄂尔多斯盆地西北部上三叠统延长组复合油藏成藏机理[J].岩性油气藏,2010,22(2):32-36.

[4]张玉荣,闫建文,杨海英,等.国内分层注水技术新进展及发展趋势[J].石油钻采工艺,2011,33(2):102-107.

[5]赵宏波,刘小宁,王洪君,等.鄂尔多斯盆地姬源地区黄57井区断层识别及意义[J].石油化工与应用,2013,32(1):80-84.

TE357.6

A

1004-5716(2015)02-0045-02

2014-03-11

2014-03-18

张建魁(1981-),男(汉族),甘肃会宁人,工程师,现从事油田开发科研生产工作。

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