改善复杂断块油藏开发效果研究与实践

2021-12-11 00:43吴玲玉
油气·石油与天然气科学 2021年12期
关键词:问题

吴玲玉

摘要:Y斷块位于辽河盆地东部凹陷**构造带的中段,纵向上发育三套含油层系,主力含油层系为S1、d,油层埋深在1613~2989m。受构造及储层发育影响,油藏剩余潜力认识不清,油水井井况复杂,注采对应系统不完善,递减率居高不下,耗水率较高,近年来通过重构注采井网,强化注水综合管理等工作,自然递减率下降15%,开发效果得到改善。

关键词:复杂断块;油藏开发;问题

1.概况

Y断块含油面积3.0km2,石油地质储量645×104t,可采储量146.4×104t,标定采收率22.7%,该块储层物性属中等,但非均质性严重。层内变异系数0.1-1.66,级差为1.22-784.22,突进系数1.14-7.38,层间变异系数为0.8-1.28,级差为12.2-784.4,突进系数2.4-7.5。原油性质属稀油,地面原油(50℃)粘度平均为6.13mPaS,密度(20℃)平均为0.8508g/cm3,地层水型为NaHCO3型,矿化度自上而下逐渐增加,d组总矿化度平均为1032.5mg/L;总矿化度平均为3442.6mg/L。

2.存在问题

(1)区块构造复杂,剩余油分布认识不清

Y断块构造复杂,区块内共发育10余条断层,内部部分断层认识不清,如茨50-082注水,在断层另一侧的茨48-G84井见到示踪剂。并且油井段长达1200米。层系内及层系间均为多套油水组合,没有统一的油水界面。导致油水关系复杂,剩余油分布认识不清。目前采出程度仅10.0%。

(2) 区块井况复杂,注采系统不完善

Y断块自96年投入开发,完钻各类油水井78井次(采油井63口,注水井15口),随着开发历程延长,受构造复杂,井段长,出砂等影响导致套变、落物、遇阻等井况井28口(采油井20口,注水井8口),套损比例为35.9%,其中停产13井次,影响日产油11.6t,导致4个井组注采系统不完善,2个井组有注无采,严重制约区块开发水平。

纵向矛盾突出,水驱储量动用程度低

区块纵向上层内、层间非均质性强;同时受井况限制,分注率低50%,分注井完好率低(40%)(12口注水井,正常注水10口井,分注井5口,封漏2井次因井况无法换管柱,井卡无法重组1井次)。受以上双重因素影响,水驱储量动用程度低,仅为49.7%,相对吸水量高于20%的60.6m/14层,占吸水厚度18.6%,相对吸水量占59.5%,层间矛盾突出。

3.主要工作

3.1强化注水综合治理,夯实区块稳产基础。

年初以来,针对区块特点,以“完善注水,改善注水”为原则,分区域治理,控制平面结构差异;分层调整,提高纵向油层动用程度;细化动态调配机制,改善区块开发效果。主要开展以下三方面工作:

一是完善局部注采井网,提高水驱控制程度。

针对新区局部注采井网不完善,油井产量快速递减问题,实施转注水1井次,区块注采井数比由1:3.6提高至1:3.3,水驱储量控制程度由57.9%提高至61.3%。

二是完善注采对应关系,提高水驱储量动用程度。

针对局部注采系统不完善问题,实施注水井大修、补层完善、分注、重组、投球等工作15井次,区块水驱储量动用程度由49.7%提高至54.4%。

三是加强动态调配,提高注水波及体积。

针对老区油水井生产情况,对区块内可正常注水的9口注水井,实施注水井动态调配47井次,分注水井调试17井次,日产油递减率所有缓解,阶段注水见效5井次,增油232t。

3.2着力套损治理,重构注采井网。

目前茨601块综合含水为91%,处于高含水阶段,油水井数比偏高(4.6:1),层系间压力差别大,套损严重,井况完好率低(采油井36.4%,注水井50.0%),注采系统不完善,注水能力与产液能力不匹配,根据注采平衡原理,确定合理油水井数比为2.3:1,实际油水井数比高于合理井数比0.5以上,需及时调整。

年初以来,细化单井潜力,结合井况完好程度,以套损井治理为契机,对套损无法修复,且位于剩余油富集区域的油水井,落实局部构造,完善并重构注采井网,个别井组实施井别互换,促进液流转向,部署并通过审批侧钻井7井次,实施转注水1井次,挖掘井间剩余潜力。7口侧钻井,目前投产3井次,初期日产液t,日产油t,正钻1井次,剩余3井口已下计划。

3.3细化措施潜力排序,挖掘油层剩余潜力。

自96年投入开发,经历25年的开发历程,区块剩余潜力日渐匮乏,措施难度逐年增加,为克服这一问题,充分利用动、静态监测资料,提高措施成功率,阶段共实施进攻性措施11井次,措施有效率为90.0%,初期日增油25.2t,日增气1.8×104m³,目前日增油8.6t,阶段增油2298t,增气56.2×104m³。

4.效果评价

4.1注水利用率低,含水上升率得以控制。

目前实际耗水率3.38m³/t,高于理论耗水率1.74m³/t;实际存水率0.27,远低于理论存水率0.41,注水利用率较低。

年内随着效益生产高含水关井,以及措施上产、精细注水等工作。含水上升速度减缓,年平均综合含水由90.43%下降至90.12%。由含水上升率与综合含水关系曲线可以看出,含水上升率由15.89%下降至-2.06% ,表明油田含水上升速度得以控制。

4.2水驱控制程度提高,水驱动用程度提高

通过实施注水工作量4井次(转注3井次,重组1井次),水驱储量控制程度由58.9%上升至59.3%,水驱储量动用程度由46.7%上升至49.7%。

4.3存水率持续偏低,地层压力下降。

近年来,受油水井井况复杂局限,注采对应系统不完善,注水利用率低,无限水循环严重,地层存水率持续偏低,同时新区无注水补层,导致地层压力下降,目前为15.2MPa。

4.4递减率有所缓和,水驱采收率低于标定值

2021年以来通过完善注采系统,精细动态调配,强化措施挖潜等工作,自然及综合递减率均有所下降。用水驱特征曲线预测最终采收率为98.7×104t,最终采收率为15.3%,低于标定值15.7%。

5. 总结

针对复杂断块油藏,认清区块存在问题,是确定下步治理方向的有利依据。通过“基础地质研究,储层精细评价,重构注采井网”,等手段,落实并挖掘剩余潜力,改善区块开发效果,提高最终采收率。

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