低成本转流线技术在低渗透储层中的应用——以胜坨油田沙河街组9层系井区为例

金 英

(中国石化胜利油田分公司 胜利采油厂,山东 东营 257000)

经过2010年井区矢量化调整的实施,沙二9层系作为一套井网,单独开发。层系井网完善,储量控制程度和注采对应率均达到100%。通过近几年的调整,井区各项开发指标都有所改善,按照“三线四区”经济运行模型,按照油价50＄/bbl进行评价井区属于边际有效区。如何通过注采调整措施改善井区的开发效益,寻找提高改善效益的突破点,是井区面临的主要问题。通过不断探索,总结出了适合本层系的周期注采调整手段,结合建模数模一体化软件,优化调整措施,精细剩余油挖潜,实施后井区日产油量增加3.9 t,吨油操作成本下降14元。

1 地质概况

胜坨油田沙河街组9层系位于胜坨油田胜利村穹隆背斜构造的西南翼，北面、东面分别被7号、9号断层所切割(图1)。井区物源来自东北方向，以三角洲前缘相沉积为主，发育远砂坝、水下分流河道、河口坝等沉积微相。砂层组共发育两个含油小层91、92层，含油面积2.5 km2，地质储量139×104t。

图1 区域构造位置

1.1 剩余油分布状况

沙二9井区剩余油普遍分布,局部富集,由于储层非均质性及开采的不均衡性,导致储量动用不均衡。结合数模预计及近期11口钻遇新井的资料显示,井区平均剩余油饱和度41.5%。其中主流线剩余油饱和度39.8%,次流线剩余油饱和度45.9%(图2),靠近断层、构造高、井间部位剩余油富集,潜力较大。

图2 沙二9井区剩余油饱和度

1.2 井网及流线状况

井网完善后,通过近几年的油水联动注采调整措施,共培养加强了27个方向的流线。通过示踪剂跟踪以及动态情况,清晰认识了井区主流线方向17个,次流线方向10个。位于主流线方向的油井7口,次流线方向6口(图3)。

1.3 开发现状

井区开油井13口,水井11口,平均单井日产液量19.8 t,次流线油井单井日产液量16.4 t(最大日产液量19.8 t),主流线油井单井日产液量22.8 t(最大日产液量43.7 t),次流线油井提液空间有限(表1)。平均单井日油产液量1.8 t,综合含水89.1%,采出程度29.8%,动液面940 m,地层压力17.2 MPa。井区能量整体呈恢复的状态,但南部井区未见效,平均液面1 880 m,能量较差。

井区投产初期,单井产液量4～5 t/d,注水开发后不断上升,开发后期井网矛盾突出导致单井产液量有所下降,随着井网完善,精细水注入,能量逐渐恢复,单井产液量上升至19.8 t/d。

沙二9层系中高含水期含水上升率较高,为3.6%～5.5%,特高含水期后,含水上升率下降为0.28%。开发初期差距大,经过矢量化调整,含水趋于理论值,开发效果明显改善。

沙二9井区采用B2级水质,18 MPa压力系统注水,平均单井注水量为30 m3/d,其中含油量、悬浮固体含量均达标,基本满足配注需求,有效的增加注水有效率。 井区在平均每口井每年酸化1次的基础上,基本满足井区目前的注水需求,注水压力16.3 MPa,吸水指数18.7 m3/d.MPa,启动压力为11.7 MPa。

图3 调整前后沙二9砂组注采流线图

表1 沙二9砂组油井生产情况

2 存在问题及技术对策

按照“三线四区”经济运行模型,按照油价50＄/bbl进行评价井区属于边际有效区,需改善井区开发效益。从开发中存在的问题进行分析出发,寻找提高改善效益的突破点。

2.1 开发中存在的问题

平面能量恢复不均衡:井区整体能量恢复较好,已恢复至17.1 MPa,但平面恢复不均衡,主流线方向平均单井动液面470 m,次流线方向单井动液面1 316 m。

平面产液不均衡:井区主流线油井平均单井日液能力24.1 t,米采液强度4.8 t/d,次流线油井平均单井日液能力17.2 t,米采液强度2.5 t/d。

平面动用不均衡:沙二9井区综合含水90.0%,采出程度26.13%,剩余油富集。平均剩余油饱和度41.5%,主流线剩余油饱和度39.8%,次流线剩余油饱和度45.9%。

沙二9井区整体不均衡现象明显,剩余油富集具备调整潜力。如何在现有井网、井距下,通过低成本注采调整手段,均衡流线、均衡动用,提高井区开发效益是井区面临的主要问题。

2.2 技术对策

2.2.1 建模数模一体化软件

储层的矢量特征导致各向水驱不均衡,注入水沿高渗方向优势渗流,形成主流线和弱流线。而转流线就是通过有效手段改变流线强弱或方向,达到抑强扶弱、均衡水驱的目的。针对沙二9井区存在的平面不均衡问题,提出了转流线对策。

首先使用建模数模一体化软件,建立了井区流线模型,模拟流线转变情况。结合井区生产注入状况、井网和流线及剩余油分布状况,对井区转流线技术进行可行性分析(表2)。

下面选取沙二9层系较具有代表性的中部井组ST2-0X181井组,模拟转流线调整。调整对策1:主流线油井降参控液。计划对主流线方向ST2-0-104油井实施降参控液调整。ST2-0-104井降液50%后低于次流线油井的液量进行生产,调整后模型流线图显示井组流线转变并不彻底,井间滞留区剩余油仍然得不到充分利用(图4)。

表2 沙二9砂组转流线技术手段可行性分析表

图4 井区调控前后流线模型对比

(1)利用主流线油井控液,弱化强驱方向流线,井区注采比被动上升,推动注入水流动方向向次流线油井转变。但地下油藏具有一定不确定性,无法准确把握和评估流线的具体流动方向,致使控液力度不够,注入水仍然沿着主流线方向窜流,导致主流线油井水淹。

(2)参考有关周期注采的文献后,提出了变推动为引导的思路转变,即对主流线油井进行周期关井,斩断强驱方向流线;而次流油井正常开采,强化弱驱方向流线。对水井进行配注优化,保证次流线油井能量恢复[1]。

按照引导流线转变的调整思路将主流线油井周期关井的调整方法在ST2-0X181井组流线模型中进行模拟预测。主流线ST2-0-104井关井后,井组流线模型显示注入水流动方向由原来的向中部汇集转变为向边部两口油井汇集,转流线效果明显,且井间滞留区储量得到了明显动用(图4)。通过周期采油转流线调整,进行关井周期的优化,以一年为一个周期,确定增油效果最好的主流线油井关井4个月,开井8个月为最终调整周期。

从井区流线、储量动用、成本等方面分析,调整措施2更符合目前动态调整需求,可行性更高,是最优调整措施。

2.2.2 不稳定注水

主流线油井开井后,采取不稳定注水模式,稳定井区注采比,抑制主流线油井水窜。

不稳定注水也称周期注水、或间歇注水,即通过周期性地改变注水方向或注水量的一种水驱开采方式,它具有适应性广、投入少、见效快的特点,上世纪五、六十年代广泛应用于前苏联,胜坨油田于八十年代中后期开始逐步应用,并取得很好的增油降水开发效果[2]。

随着开采的深入,注入水容易沿高渗层和裂缝系统向前突进,而不易波及到低渗层。而低渗层具有较高的含油饱和度,形成剩余油富集带。但低渗层吸水性差,或者不吸水,高渗层和裂缝系统吸水性强[3-4]。

周期性地改变注水方向或注水量的一种水驱开采方式。机理是非均质储层中,高渗透层与低渗透层因周期改变注水压力而产生的压力差,在此压差的作用下,产生流体的相对流动,改善剩余油富集区。不稳定注水有利于井网完善地区低渗层段的储量动用,有利于平面上注水非主流线和死油区剩余油的开采,有利于与水井不连通储层潜力的发挥。

3 实例应用效果分析

选取了能量恢复好,位于主流线方向油井4口,实施周期采油。这4口油井的流线转变将影响整个井区的流线分布,预计实施后井区新增流线3条,加强流线4条(图5)。

图5 沙二9砂组注采流线图(砂厚)

3.1 井组调整效果

ST2-0X181井组主流线油井ST2-0-104井关井后,对周围水井进行注示踪剂跟踪观察转流线效果,发现ST2-0-287水井新井流线一条即由ST2-0-287井到ST2-0X181井方向的流线,而油井ST2-0X181生产情况反应明显,日增油1.0 t(最高1.9 t),综合含水下降3.6%,动液面回升131 m。而整个井组能量稳定,综合含水下降1.5%,日产油量平均增加1.2 t,效益变好,吨油操作成本降低22元,截止到2017年12月,井组累增油420 t。

ST2-1XN222井组位于井区的最南部,对主流线2口油井进行关井后,水井示踪剂跟踪,新增流线1条,2-1-220-2-1XN207方向。整个井区调整效果较调整前,日产油量增加1.1 t,综合含水下降2.6%,动液面回升82 m,吨油操作成本由762元下降至743元。

3.2 井区调整效果

井区较调整前日产液量由229 t上升至266 t,综合含水由90.17%下降至88.1%,日产油量由22.5 t上升至25.6 t,动液面上升78 m,开发效果好转。吨油操作成本下降14元,按照油价50＄/bbl(2 218 元/t)进行评价,井区属于盈利高效区,实现井区效益升级。

4 结 论

(1)在流线调整和转变过程中,运用数模流线模型可以更加直观描述流线转变效果,可以清晰描述剩余油的有效动用状况,同时井区生产注入状况、井网和流线及剩余油分布状况,对井区转流线技术进行可行性分析,优化动态调整方案。

(2)开展周期采油转流线技术,可以使井间滞留区储量得到有效动用。同时对其他井区平面产液不均衡井组,进行产液结构调整,提供指导和借鉴意义。