靖边油田张天赐区块注水开发调整对策研究

2023-12-15 10:26李鹏飞井康康马钰凯
化工设计通讯 2023年11期
关键词:天赐井网水驱

李鹏飞,程 妮,肖 鄂,井康康,马钰凯

(延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心,陕西延安 716000)

“十四五”期间,延长石油集团公司提出了“少打井、多出油、提高采收率”的发展战略,延长油田恰逢良机,应势开展新一轮“三年精细注水”会战,因此,搞好新城张天赐区域的油藏地质研究,提升区块开发效果十分必要,是实现延长油田科技增效的有效途径,必将为整个靖边采油厂类似区块提高开发水平提供参考。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地侏罗系延安组油藏具有“小而肥”的 特点,其分布受前侏罗纪古地貌的显著影响[1-4]。三叠纪末,鄂尔多斯盆地在印支运动作用下发生构造抬升,造成了延长组顶部的不整合[5-6]。鄂尔多斯盆地的构造活动弱,发育有小型断裂和低幅度构造。因此,延安组油藏除了受到前侏罗纪古地貌的影响,还明显受控于低幅度构造和断裂[7-8]。靖边油田为延长油田股份有限公司所辖油田之一,新城油区张天赐区块是靖边油田的一个开发区块,位于榆林市靖边县新城乡,紧邻中山涧和王渠则开发区,构造位置位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的中部。陕北斜坡为鄂尔多斯盆地的主体部分,主要形成于早白垩世,为一平缓的西倾单斜,内部构造简单,地层倾角一般小于lº,坡降8 m/km 左右,局部发育低幅度鼻状隆起和小型构造[9]。研究区主力开发层系为侏罗系延9油层组,属于构造-岩性油藏。

2 开发现状

截至2022年9月底,研究区内共有开发井469口,其中油井389 口,开井215 口。日产液1 169.86 m3,日产油278.81 t,综合含水72%;平均单井日产液5.44 m3,单井日产油1.30 t;累计产液205.98×104m3,累计产油68.92×104t;2021 年采油速度1.2%,采出程度7.74%。注水井80 口,开井65 口,日实注701.13 m3。平均单井日注水量10.78 m3,累计注水量123.70×104m3,累计注采比0.60,综合递减率为5.64%,如图1所示。

图1 新城张天赐区块历年产量柱状图

2.1 产量分析

截止2022 年9 月底,张天赐区块有389 口采油井,开井215口,其中单井日产小于1 t 的有111口,占总开井数的51%,单井日产1~2 t 的有55口,占总开井数的26%,单井日产在2~3 t 的有20口,占总开井数的9%,单井日产3~5 t 的有21口,占总开井数的10%,单井日产大于5 t 的有8口,仅占总开井数的4%。

2.2 含水分析

新城张天赐区块投产初期主要依靠天然能量开发,在2014年含水率为40%,随着采出程度的增加,含水率不断升高,在2016年7月进入注水开发阶段,随着采出程度和注水量的增加,2017年含水率上升最快,从44%上升到62%,含水率上升了18%,到2022年,采出程度为7.74%,累积注水量为123.7万m3,含水率逐步稳定在72%左右,如图2 所示。目前,张天赐研究区有389口采油井,开井215口,单井含水率小于20%的井有13 口,占总开井数的6%;含水率20%~60%的井有57口,占比26%;含水率60%~80%的51 口,占比24%;含水率大于80%的井有94 口,占比44%,如表1所示。

表1 张天赐研究区油井含水级别统计表

图2 张天赐研究区采出程度与含水率变化曲线

3 面临的主要矛盾

3.1 注采井网不完善,水驱控制程度低

注采井网也是一个影响油井单井日产不可忽视的因素[10]。张天赐区块以菱形反九点注采井网为主,不规则注采井网为辅。油藏边部局部区域由于储层连续性差,注采井网不完善,平面水驱控制程度低,地层能量补充不足,生产时表现为“注不进去,采不出来”[11]。

当前研究区目前共有采油井389口,注水井80口,注采井数比达到1 ∶4.86,平面水驱控制程度仅为60%,剩余未注水面积3.2 km2,水驱控制范围之外储量139.2万t。通过完善新建产能区域注采井网,可以大幅提升水驱控制程度。

3.2 注采对应率低,水驱动用程度差

延安组发育有多套含油砂体,砂体变化较快,注采对应率低。目前新城张天赐区块注水区总体注采对应率达65.7%,延91小层注采对应率为63.8%;延921小层注采对应率为24.7%;延922小层的注采对应率最高达85.5%。

目前该区块共有31个井组,69个井层存在有采无注、有注无采的现象。注采对应关系不完善的井组,有采无注或有注无采的砂体由于注水波及不到,导致纵向上部分层段储量基本未动用。

3.3 油井利用率低

目前新城张天赐开发单元共有采油井389口,关停井128口,油井利用率为67%。经过调研,因低产低效井关井96口,高含水关井26口,其他原因(干井、未安装等)关井6口。从关停井类型来看,各井区均以低产低效关停井为主,其次是高含水关停井。

4 开发调整技术研究

结合研究区的油藏地质特征、动态分析以及开发效果评价,在考虑经济效益的同时,在具体实施过程中遵循以下原则。

1)调整后能获得较好经济效益,即少投入多产出。2)调整后能提高油田可采储量和最终采收率。3)调整后可缓解油田目前开发矛盾,改善开发效果。

4)调整后的开发部署与原井网相协调。

5)调整的对象具有可供调整的物质基础和调整条件。

4.1 完善注采井网

张天赐区域早期开发的各井区已形成了一定的注采井网,基本实现了注水开发。但后期扩边开发的部分井区尚未注上水,本次部署以这些扩边开发区为重点,兼顾其他井网不完善区域,通过内部完善和外部扩边部署,实现区域全面的水驱控制。

在研究区现有井网和井区主力油层分布的基础上,结合区域构造特点,分井区完善注采井网,实现区域注水全覆盖。通过本次调整,共投转注35口井,新增水驱面积3.7 km2,新增水驱控制储量159.11×104t,水驱控制程度由55%提升至70.87%。

4.2 注采对应调整

结合小层对比划分结果,研究区主力开发小层分布在Y91、Y921和Y922,各井区主力产层不一,以各井区主力小层为基础,调整注采结构,完善注采对应,扩大各井区纵向上水驱波及体积,提升储量动用程度,计划各井区调层补孔19井次,补孔均需采用1 m 增效弹,孔密控制在16孔/m 内,补孔后注采对应率由65.7%提升至84.55%。

4.3 关停井恢复

新城张天赐区块于2016年投入注水开发后,地层能量逐步得到恢复,初步排查后,按照关停原因是否低产低效、是否在注采井网之内、目前受益方向、邻井目前产状、现场是否具备恢复条件,在低产低效关停井筛选出18口井,建议分3批展开恢复,其中16口井先直接恢复,复抽后根据实际产状制定下步措施方案,2口井结合邻井产状及注采对应情况开展补孔作业。

4.4 合理的注水强度

注水强度是油藏注水开发的重要参数之一,注水强度过小直接影响油井产量,注水强度过大引起注水推进过快,油井见水快。因此合理的注水强度有利于提高油藏的开发水平。

根据研究区资料,经验公式法综合公式算得该区块注水强度为2.08 m3/(d·m),统计研究区2015—2019年11口注水井19段吸水测试资料,计算该区吸水强度介于0.71~2.89 m3/(d·m),平均吸水强度为1.48 m3/(d·m)。综合公式计算和研究区吸水测试资料,张天赐区域最佳吸水强度为1.5 m3/(d·m)。

研究区自开发以来,注采比一直保持较低的水平,累计注采比为0.58。截至2021年底,区块累计地层亏空74.74万m3,根据2021年压力测试结果,区块平均地层压力为5.42 MPa,地层压力保持水平为51.6%。较低的注采比不仅造成地层压力逐年下降,亏空加大,同时研究区开发效果逐年变差。

根据研究区开发现状,结合投转注方案部署,分批转注35口井后,研究区注水井将达到100口,提升区块注水量,及时补充地层能量有了实现的可能。根据各注水井的砂体厚度,依据张天赐区域最佳吸水强度为1.5 m3/(d·m)实施。实施后,研究区初期注水量由760 m3/d 上升至1 505 m3/d,注采比由0.6上升至1.3,后期要结合研究区的开发实际适时开展配注调整。

5 结束语

1)完善注采井网和提高注采对应率是低孔低渗油田开发调整的主要手段,是提高采收率及油田产量行之有效的措施。

2)针对研究区块存在的主要矛盾以及开发中出现的具体问题,针对性地调整开发对策是提高油田产能和开发效果的有效手段。

3)关停井恢复是提高油井利用率的主要方法。

4)合理的注水强度是解决油田稳产和地层压力低的有效手段,目前该区块注水强度为1.5 m3/(d·m)。

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