复杂压力系统油藏油井出水机理研究

赵传峰,侯吉瑞,吴振华

(1.中国石油大学(北京)提高采收率研究中心,北京昌平102249;2.中国石油吐哈油田分公司温米采油厂)

复杂压力系统油藏油井出水机理研究

赵传峰1,侯吉瑞1,吴振华2

(1.中国石油大学(北京)提高采收率研究中心,北京昌平102249;2.中国石油吐哈油田分公司温米采油厂)

吐哈温米油田的主力产层三间房组储层是一个多压力系统的复杂断块油藏。由于对该断块的压力系统认识不清,部分油井异常出水。为了提高堵水措施的针对性和成功率,需要分析清楚该井出水层位和出水规律。通过从含水率、产液量、产油量、气油比及产出水水质等方面,认清了出水层位、出水机理以及温西一块多层油藏压力系统。分析认为,WX1-42c井的主力产层S层与S、S和 S层不属于同一个压力系统,S层更是一个高压纯水层。S、S和S层的当前地层水不是原始地层水,而是原始地层水与先期注入水的混合水。鉴于目标井的异常出水不是由注入水窜流而是由射开水层所致,建议对S、S和S层采取封层措施,使油井恢复正常生产。

出水机理;堵水;出水水质;吐哈温米油层

吐哈温米油田的主力产层三间房组储层是由褶皱作用和温西1南逆断层遮挡而形成的断背斜圈闭及油气藏。该储层从上到下分为 S1、S2、S3和 S4四个油层。其中S1和S3为主力产层。S1细分为单砂体 S、S和 S,S3细分为单砂体 S、S和 S。主力单砂体为 S、S、S和 S。WX1-42c井是位于温米油田温西一块南端构造中部的一口侧钻油井。该区块位于鄯善县七克台镇,被两条近似平行的走向为北东-南西的断层所挟持。地下原油粘度仅为0.7 mPa·s,地层水为 NaHCO3型,矿化度在 4793～8470mg/L之间。

温西一块于1993年5月开始投产。WX1-42井于1993年6月投产,采S层出水,12月补孔SSS转注,2002年2月补孔 S注水。2005年10月侧钻WX1-42c井,完井井深为2815m,目前的塞面为2798.01m,最大井斜36°,井段深度为2014.44～2815.00m,造斜点深度为2039.49m,造斜方位角为 318.85°,固井质量合格。WX1-42c井从2005年11月射孔 S投产开始低含水采油期后,依次补孔S、S、S,至2008年12月进入特高含水期,被迫关井,急需采取堵水措施。为提高堵水措施针对性和成功率,需要深入分析该井的出水规律。

1 油井生产历史

根据含水率变化趋势,可将WX1-42c井的生产历史分为五个阶段。

第一阶段从2005年11月至2006年12月(图1中①)。在该阶段,对S射孔投产,油井含水率基本维持在7%左右。第二阶段从2006年12月至2008年3月(图1中②)。在该阶段,补射 S和 S,与 S合采,油井含水率突升至65%左右。第三阶段从2008年3月至 2008年 9月(图 1中 ③)。在该阶段,补射S,然后下泵合采所有射开层,油井含水率高达99%。第四阶段从2008年9月至2008年10月(图1中④)。在该阶段,对 S、S和 S进行丢手卡封,单采S,油井含水率降至85%左右,但10月末又升至99%。第五阶段为2008年12月(图1中⑤)。第四阶段结束后,油井关井一个月,至12月封隔器解封,日产液量上升至 37t/d,含水率增至98%。第五阶段之后油井处于关井状态。

图1 生产阶段划分

2 油井出水规律分析

WX1-42c井的完井质量和井身状况良好,不存在管外窜槽或套漏的可能,因此,问题的根源在于产层,需要根据含水率、产液量、产油量、生产气油比、产出水水质等指标,分阶段分析出水规律。

2.1 第一阶段

(1)含水率、产液量及产油量。WX1-42c井在第一阶段单采S层。第一阶段的含水率基本维持在7%左右,说明产出的是地层水,而不是注入水。月产液量从初期的432t逐渐降低至139t,月产油量从初期的300t降至120t(见图2),表明地层压力逐渐降低。

图2 第一阶段月度生产曲线

(2)生产气油比。在第一阶段,油井的生产气油比初期低于100m3/t,然后增加到超过200m3/t,之后又降至100m3/t左右(见图3),出现一个明显的峰值,符合溶解气驱的特点[1-3]。在此过程中,地层没有外来能量补充。从生产气油比来看,该阶段油井的产出水应该是地层水。

图3 第一阶段生产气油比曲线

(3)产出水水质。根据水质分析结果,地层水属于NaHCO3型,氯离子含量和总矿化度较低;注入水属于CaCl2型,氯离子含量和总矿化度很高;该阶段的产出水属于CaCl2型,氯离子含量较高,但总矿化度在地层水和注入水之间。产出水中的氯离子含量呈现出与油井含水率变化相一致的趋势(见图4)。由此判断产出水应该是地层水和注入水的混合水。

图4 第一阶段含水率与产出水中氯离子含量对比

(4)油井出水规律。油井含水率以及生产气油比的变化特点表明油井产出水为地层水,而产出水水质分析表明产出水为地层水与注入水的混合物。两种分析结果之间似乎存在矛盾,但其实并不矛盾。

考虑到在WX1-42c井投产之前,周围已经存在多口注水井和生产井,在地层中已经形成了一定的注采关系,改变了地层中的流体分布,因此目标井投产时的地层水已经不是原始地层水,而是原始地层水和前期注入水的混合水。由于目标井投产后,周围的注水井已全部关井,在此期间地层并没有得到外来能量的补充,所以根据含水率和生产气油比的变化特点可以认为,油井产出水为当前的地层水,也即原始地层水和前期注入水的混合水。由此判断,不同指标的分析结果之间并不矛盾。

2.2 第二阶段

(1)含水率、产液量及产油量。WX1-42c井在第二阶段合采 S、S和 S层。在补射 S、S后,由于生产厚度的增加,油井产液量从第一阶段末的168t升至400t,之后由于地层压力降低,产液量又降低并维持在260t左右(见图5)。但在产液量比第一阶段增加的同时,第二阶段三层合采的月平均产油量(98t)比第一阶段单采S层(219t)下降较多,考虑到 S和 S是初次投产,因此可以判定 S和S层的压力要比S层高很多,这两层的投产对S层的正常出油造成了很大的干扰。

在第二阶段,油井含水率先是骤升至75%,然后降低并在一年内维持在65%左右(见图5),并没有呈现出明显的上升趋势,可以判断S和S层的含水饱和度远比S层高。该阶段产出水仍然是地层水,而且主要是S和S层的地层水。

图5 第二阶段月度生产曲线

(2)生产气油比。在第二阶段,油井的生产气油比出现了两个峰值(见图6),与新射孔投产的两个层位对应,符合溶解气驱的特点,说明地层没有能量补充,油井在第二阶段的产出水应该属于地层水。

图6 第二阶段生产气油比曲线

(3)产出水水质。根据水质分析结果,该阶段的产出水属于CaCl2型,氯离子含量较高,但总矿化度在地层水和注入水之间。产出水中的氯离子含量呈现出与油井含水率变化相一致的趋势(见图7)。由此判断产出水应该是原始地层水和注入水的混合水。

图7 第二阶段含水率与产出水中氯离子含量对比

(4)油井出水规律。与第一阶段类似,第二阶段中油井含水率以及生产气油比的变化特点表明油井产出水为地层水,而产出水水质分析表明油井产出水为地层水与注入水的混合物。准确地说,油井产出水为当前地层水,也即原始地层水与前期注入水的混合水。S和S的初次投产就使油井进入高含水期,因此这两层的含油饱和度较低,对产油量贡献不大,可以采取封层措施。

2.3 第三阶段

(1)含水率、产液量及产油量。WX1-42c井在第三阶段补射S层,合采 S、SS和S四层。在该阶段,油井的月平均产液量激增至1000t左右,含水率暴升至99%,月平均产油量骤降为8.5t(见图8)。综合分析认为,新投产的S层应该是一个压力远远高于其它三个层位的高压水层。该层的投产严重干扰了S层的正常出油,甚至可能出现倒灌现象。

图8 第三阶段月度生产曲线

(2)生产气油比。与第二阶段相比,第三阶段油井的生产气油比很低,且基本维持在24m3/t左右不变(见图9),这与天然水驱的开发特点类似,表明地层有很强的能量补充,能够抵消油井生产引起的压力下降。考虑到该阶段 WX1-42c井只是补射投产了S层,可以推断S层是一个高压层。

图9 第三阶段生产气油比曲线

(3)产出水性质。由于没有该阶段油井的产出水水质分析资料,无法判断产出水是地层水还是注入水。

2.4 第四阶段

图10 第四阶段日产量变化曲线

2.5 第五阶段

WX1-42c井在第五阶段对封隔器进行了解封,也即重新合采四个层位,因此产液量急剧增加,含水率升至99%(见图1)。

3 结论

(4)鉴于目标井的异常出水不是由注入水窜流而是由射开水层所致,建议对S、S和S层采取封层措施。

[1] L P Dake.Fundamentals of reservoir engineering[M].Amsterdam London - New YorkTokyo:ELSEVIER,1998:77-94.

[2] T Ahmed.Reservoir engineering handbook[M].Boston- London - Auckland - Johannesbourg -Melbourne-New Delhi:Gulf Professional Publishing,2001:718-736.

[3] L Cosentino.Integrated reservoir studies[M].Paris:Editions Technip,2001:182-194.

编辑:李金华

TE331.1;TE341

A

2010-10-12

赵传峰,博士后,讲师,1977年生,1999年大学毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业,现主要从事调剖堵水油藏工程决策以及提高采收率技术方案优化方面的研究。

国家科技重大专项(2008ZX05024-002-012)。

1673-8217(2011)01-0067-04