高含水水平井措施挖潜技术研究
2013-12-01孙美凤中石油大庆油田有限责任公司第八采油厂地质大队黑龙江大庆163514
孙美凤 (中石油大庆油田有限责任公司第八采油厂地质大队,黑龙江 大庆163514)
大庆油田外围葡萄花油层主要为特低丰度薄互层油藏,储层砂体规模小,储量丰度低 (20×104t/km2左右),储层单层厚度一般为1~2m,属于薄油层或特薄油层,采用直井开发时单井产量低,经济效益较差。2002年以来开展了水平井开发试验,先后在肇州、宋芳屯、徐家围子、永乐及升平油田的21个区块部署水平井,较好地解决了外围低渗透油藏的有效动用问题。随着开发时间的延长,水平井产量递减快、高含水比例逐年增大,截至2012年9月,水平井高含水井47口,占水平井总井数的37.9%。为此,笔者对高含水水平井措施挖潜技术进行了研究。
1 水平井高含水原因分析
1.1 水平井投产之初高含水
水平井投产之初,有8口水平井高含水井,这些井钻遇砂体较差,砂体类型主要是非主体砂,而油水同层是造成水平井高含水的主要原因。
1.2 水平井开发过程中高含水
1)裂缝、高渗透带发育 若水平井所处区域发育裂缝、高渗透条带,一旦见水,则水平井含水上升较快。
2)层段间矛盾大,主力层注水突破 部分水平井钻遇砂体类型多以河道砂、主体砂为主,井段间存在层间干扰,钻遇砂体较好且与注水井连通较好的水平段注水先受效,随着层段间矛盾加剧,注入水在该层段突破,从而导致水平井含水快速上升,最终使非主力层不能得到动用。
3)压裂沟通同层导致含水上升 统计州57区块4口投产后压裂的水平井,共钻遇15个层,同层发育层数6个 (比例为40%)。压裂前平均单井日产液6.3t,日产油5.6t,含水10.4%,压裂后日产液15.4t,日产油7.2t,含水53.1%,含水上升42.7%,上升幅度较大。分析认为,州57区块内同层比较发育,水平井压裂后产生的裂缝沟通了同层,导致含水上升。
2 高含水水平井措施挖潜及实施效果
2.1 低产液、高含水水平井
为改善低产液、高含水水平井开发效果,对其砂体发育较差、动用程度低的水平段采取压裂措施。以肇53-平37井为例,该井位于肇州油田州19区块,2003年12月高能复合射孔投产,水平段长度708m,钻遇含油砂岩长度103m,钻遇率18.6%,地质储量8.15×104t。生产初期日产液4.7t,日产油4.5t,含水5.0%。2010年10月日产液2.8t,含水100%。2011年11月对肇53-平37进行压裂后,日增油2.1t/d,有效期217d,累积增油432t。
2.2 同层发育、投产初期高含水井
对于同层发育、投产初期高含水井,可以在危险出水水平段实施堵水技术以控制含水。以肇9-平31井为例,该井钻遇含油砂岩长度206.4m,钻遇率80.5%,钻遇PⅠ3、PⅠ41、PⅠ51(PⅠ指葡萄花油层Ⅰ油组)共计3个小层,射孔长度134m。生产初期日产液9.2t,日产油3.3t,含水64.3%。分析认为该井主要出水层位为下部储层,由于该井液量较高,考虑到PⅠ52层钻遇含油砂岩仅9.1m,属于非主力层,为此于2009年2月对该井主力层PⅠ41实施堵水工艺,收到较好效果,累积增油1182t。
2.3 高产液、高含水的射孔投产水平井
1)出水层段明晰的情况下 以州62-平61井为例,该井于2003年1月投产,水平段长度578m,钻遇含油砂岩段462m,钻遇率91.9%,地质储量11.12×104t。生产初期日产液26.3t,日产油25.4t,含水3.5%。2003年9月酸化后,日产液12.0t,日产油1.1t,含水90.7%。从数值模拟结果可以看出,各层段动用程度不同 (见表1):射孔段1681.6~1714.0m主要发育河道砂及主体席状砂,与周围水井连通为一类连通,水驱效果好,动用程度较高;射孔段2022.8~2148.0m主要发育非主体席状砂,周围水井仅州64-60井发育有效厚度,但未射开,注采关系不完善,动用程度较低,层间矛盾较为突出。由于州62-平61井部分射孔段剩余油储量较大,可以实施机械堵水以改变水驱移动方向,增大注入水波及程度,缓解层间矛盾,从而提高薄差层动用,最终控制含水上升。
2)出水层段模糊的情况下 如果水平井没有动态监测资料,很难判断出水层位[1]。对于出水层段模糊的水平井,可采用机械可调式堵水工艺控制水平井出水。以肇26-平26井为例,该井2008年1月射孔投产,水平段长度472m,钻遇含油砂岩长度290m。生产初期日产液10.2t,日产油9.3t,含水9.0%。钻遇PⅠ21、PⅠ22、PⅠ3、PⅠ41层,其中PⅠ22层与周围水井连通较好。该井多次水质化验结果表明均为偏注入水,2011年11月对该井实施了机械堵水,单卡为4段,保证分段可调,措施前日产液10.8t,日产油1.3t,含水87.6%,动液面1172m;措施后日产液8.5t,日产油2.7t,含水67.8%,动液面1200m;目前日产液9.5t,日产油2.5t,含水73.8%,动液面1132m,累积增油183t。
表1 州62-平61井部分射孔段剩余油储量表
2.4 常规机械堵水方式不适用的压裂投产水平井
以肇17-平34井为例,该井于2008年1月压裂投产,水平段长度587m,钻遇含油砂岩长度408m,钻遇率74.6%。生产初期日产液26.5t,日产油13.0t,含水50.0%,钻遇PⅠ3、PⅠ41、PⅠ42层,其中PⅠ41层与周围水井连通较好。该井多次水质化验结果表明均为地层水,因而不适于采用常规机械堵水方式[2],为此于2011年11月对该井实施化学堵水工艺,措施前日产液10.4t,日产油1.1t,含水89.6%,动液面1174m;措施后日产液6.4t,日产油1.8t,含水72.5%,动液面1103m,累积增油66t。
3 结 语
由于大庆油田外围葡萄花油层水平井高含水比例逐年增大,导致油田开发效益下降。为此,深入分析了水平井高含水原因并提出措施挖潜对策。现场作业表明,针对不同井况采取相应工艺后,含水上升现象得以控制,单井产量得到提高,取得了较好的经济效益,因而可以在油田推广应用。