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胡154区长4+5油藏堵水调驱效果分析

2017-07-24李邦国李林白航航蔺明阳

石油化工应用 2017年6期
关键词:示踪剂水驱含水

李邦国,李林,白航航,蔺明阳

(中国石油长庆油田分公司第六采油厂,陕西西安710200)

胡154区长4+5油藏堵水调驱效果分析

李邦国,李林,白航航,蔺明阳

(中国石油长庆油田分公司第六采油厂,陕西西安710200)

胡尖山油田胡154油藏自2007年开发以来,严格贯彻公司“精细注水”的相关要求,突出水驱支撑的作用,通过完善注采关系,推广精细分层注水、调驱调剖等技术,递减明显下降,稳产基础牢靠,油藏连续5年实现“I”类开发水平。但随着开发年限增加,见水井逐年增加,局部开发矛盾突出,近年来通过实施注水井深部调驱、聚合物微球驱,部分见水井含水下降,为见水井治理提供了一定的思路。本文简要介绍了该区开发现状及堵水调驱适应性,对近年来实施的堵水调驱及聚合物微球驱效果进行对比分析,根据效果提出下步实施建议。

胡154区长4+5油藏;深部调驱;聚合物微球驱

胡尖山油田胡154区块位于陕西省定边县,地形复杂,沟谷纵横,地面海拔1 480 m~1 760 m,气候干旱少雨,属典型黄土塬地貌。构造位置位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带上,本区长4+5油藏为特低渗岩性油藏,油藏未见边底水,原始驱动类型属弹性溶解气驱[1]。

1 油藏基本概况

1.1 地质概况

胡154区构造为一平缓的西倾单斜,平均坡降6 m/km~10 m/km。从北向南发育两排鼻状隆起,构造幅度微弱,且各层间继承性好。2007年投入开发,开采层位长4+5层,井网形式:520 m×130 m菱形反九点井网为主,东北部为480 m×150 m菱形反九点,加密区为173×130 m不规则菱形反九点井网。含油面积:63.7 km2,地质储量:5 806.91×104t,油藏埋深:2 140 m,油层厚度:11.3 m,视孔隙度:12.2%,视渗透率:2.1×10-3μm2,含油饱和度:50.0%。孔隙度主要分布范围在3.0%~16.0%,平均值11.7%,渗透率主要分布范围在0.31×10-3μm2~3.18×10-3μm2,平均值0.69×10-3μm2,属低孔、特低渗储层。受沉积作用与成岩作用双重控制,长4+5层渗透率在平面非均质性中等,剖面上隔夹层发育,层间、层内非均质强。

1.2 开发历程及现状

该区2007年投入开发,2008-2010年为建产期,产量快速上升;2011-2013年,通过完善注采关系、精细分层注水等工作,油藏高效开发,产量稳定在30.0×104t;2014-2015年,油藏整体开发良好,但出现个别油井见水、部分井组注采层位未及时完善、大量措施后油井含水上升等矛盾,油藏稳产基础变差。

胡154长4+5油藏目前油井总井610口,开井568口,日产油水平758 t,单井产油1.33 t,综合含水55.2%,平均动液面1 659 m;注水井总井229口,开井207口,日注水平6 580 m3,单井日注31.8 m3,月注采比3.09,累注采2.33。

2 注水开发中存在的问题

2.1 层间非均质性强,部分井吸水不均

由于层内非均质性,隔夹层发育,部分注入剖面表现出尖峰状吸水、个别层段吸水或吸水不均等现象。对历年吸水剖面测试资料研究发现,该区有46口注水井涉及61个注水层段存在不吸水或吸水不均的问题。如安164-27井下层不吸水[2]。

2.2 水驱规律复杂,油井多方向见水

该区水驱规律复杂,见水方向呈现出多方向性,因开发层位较多,见水方向及层位难以判断,注水调控难度增大。区块有66口油井见水,表现为多个见水方向,控水难度较大。通过注水调整,判断出NE85°、NE50°两种优势见水方向,平均推进速度为19.2 m/d。

典型井组:安158-47井组2016年测试示踪剂,从注入水水线推进速度情况来看,见示踪剂井方向水线推进速度差异大,且多数监测井没有见到示踪剂显示,井组区域储层非均质性较强,投产6口加密井,见水3口,且见水呈多方向性。

2.3 分注井管理难度大

单层配注合格率低,分层注水量不清。通过投捞调配前测试资料显示,单层超欠注现象严重,配注合格率低,仅31.4%。通过合理调配周期研究发现,调配后60 d内配注合格率明显下降(由100%下降到21.1%),调配合格率低,周期短,遇阻率高,管理难度大。目前共有6口井因单层超出导致油井单层见水,层间矛盾突出。

3 深部调驱及微球驱效果分析

思路:通过堵水调驱及聚合物微球驱,封堵高渗带,改善水驱效果,治理部分见水井及降低井组含水,延长中低含水期,提高最终采收率[3-5]。

堵水调驱:主要以示踪剂监测及动态验证明确见水方向的井组,实施堵水调驱,以治理见水井为主。

聚合物微球驱:油藏中部井组含水上升较快区开展连片试验,主要以改善水驱效果,延长中低含水期为主(见图1,图2)。

图1 胡154区块堵水调驱试验历程

图2 胡154区块2014-2016年堵水调驱效果柱状图

3.1 常规深部调驱

胡154区裂缝发育不明显,大多为孔隙型见水,通过示踪剂及动态验证均能较好判断见水方向,堵水调驱适应性好,2016年实施注水井堵水调驱18口,对应油井97口,油井产能整体保持平稳,见效井平均单井产能由0.71 t上升到1.40 t。

对2016年实施堵水调驱18口,堵水后油井含水均可得到控制,但堵水后井组液量下降明显:

效果一:堵水后注水井平均油压上升1.6 MPa,套压上升1.7 MPa;

效果二:堵水后油井平均含水由62.4%下降到58.7%;

效果三:累计增油5 086 t,累计降水13 745 m3(见表1)。

3.2 聚合物微球驱

2016年以来分两批次胡154区共计实施微球驱23口,对应油井117口,油井产能整体保持平稳,含水有下降趋势,见效51口,整体含水呈下降趋势(见图3)。

典型井:安170-29井组对应5口油井(去掉其他措施影响3口),7月29日开始连片聚合物微球驱(粒径300 nm,注入量2 000 m3),对应油井均不同程度增油见效,日产液由14.4 m3上升到15.5 m3,日产油由6.5 t上升到7.5 t,综合含水由46.0%下降到42.8%,见效井日增油2.3 t,当年累计增油324 t,控水稳油效果明显。

表1 胡154区2016年堵水调驱效果统计表

图3 胡154微球驱前后效果对比图

4 结论与建议

(1)胡154区块开发过程中的主要矛盾是非均质性较强,导致部分注水井层间吸水不均,影响区块整体开发效果。

(2)对于多油层开发的油藏,通过细分注水层位,精细完善单砂体注采对应关系,实施注水井精细分层注水,加强分注井管理,是改善多油层开发效果的关键。

(3)该区油井多为孔隙性见水,见水后动态表现为低液量,高含水,通过不断优化堵水体系,对见水关系明显的注水井实施堵水后,可降低油井含水。

(4)在油藏中部,井组油井含水普遍上升,通过实施连片聚合物微球驱,可降低油井含水上升速度,延长油井低含水期,提高油藏最终采收率。

[1]王道富.鄂尔多斯盆地特低渗透油田开发[M].北京:石油工业出版社,2007.

[2]朱圣举.三叠系特低渗透注水开发油藏技术对策研究及应用[J].低渗透油气田,2007,14(3):67-69.

[3]高永利,邵燕,张志国,等.特低渗透油藏水驱油特征实验研究[J].西安石油大学学报,2008,23(5):53-56.

[4]路向伟,张翠萍,李超,等.胡154精细分层注水效果分析[J].地下水,2013,(2):33-35.

[5]杨鹏,邓翔戈,高永亮.胡尖山油田低渗透油藏注水井深部调驱及油井堵水适应性研究[J].中国石油和化工标准语质量,2012,(13):142-143.

TE357.46

A

1673-5285(2017)06-0064-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.013

2017-05-31

李邦国,男,助理工程师,2012年毕业于中国石油大学(华东)资源勘查工程专业,现在长庆油田第六采油厂从事油田开发工作。

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