低渗透油藏剩余油分布研究与高效开发配套技术

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摘要:低渗透油藏开发初期大部分油井都实施了压裂投产,取得了较好的生产效果,然而随着开发时间的延长,由于人工裂缝闭合,加上前期注入水质不合格,地层堵塞伤害严重,注水井欠注,注水效率低,地层能量下降大,导致油井产量低,“注不进,采不出”的生产矛盾突出,开发效果不理想。针对以上问题,在深化剩余油分布研究的基础上,剖析开发矛盾,开展工艺技术的研究和集成应用,为油藏开发提供了强有力的技术支撑,实现了低渗透油藏的高效开发。

关键词:低渗透油藏 启动压力梯度 井网加密 高效开发

纯梁采油厂所管油田处东营凹陷边缘,构造复杂、油藏类型多、储层岩型复杂,渗透率差异大,尤其是纯化、梁家楼主力老油田,经过几十年的开发,地下矛盾日益激化,原油自然递减幅度加大,产量曾一度呈现大幅度下滑趋势。其中:梁家楼油田1971年投入开发,自1991年开始进入特高含水开发阶段。近年来,针对梁家楼油田不同区块存在的问题及开发中暴露出的不同矛盾,突出科技在原油稳产与上产过程中的主导地位,依靠科技寻找储量,深挖老油田上产潜力。新区按照“新老结合、深浅兼顾、抓整拾零”的工作思路,充分运用三维地震精细解释、约束反演、储层综合分析评价等技术成果,保持储采平衡,为实现稳产和上产奠定了物质基础。老区借助油藏精细描述技术,精细油藏研究,不断加深地下油水变换规律和剩余油分布规律的认识。

1、剩余油分布规律与产能影响因素

1.1 剩余油分布规律

(1)局部井网控制程度低的区域。各主力油层剩余油细分到小层后,油砂体分布零散,注采系统不完善,注采井网不能很好地控制全部含油砂体,注水有效率低。因此,各主力油层平面上剩余储量主要分布在井网注水波及不到的区域。(2)裂缝影响局部水淹区域。受应力方向和裂缝展布方向影响,部分主力小层发生局部水淹,注入水以点状向周围推进,总体上北东－南西向更容易发生水淹,(3)各主力小层剩余油集中在边角地带。储层非均质性差异区域。在平面上和纵向上,由于储层岩性和物性的差异及水驱开发不均衡的矛盾各小层间采出程度差异大,主力小层虽然动用程度大,其地质储量大,剩余可采储量也比较大。

1.2 产能影响因素

(1)各开发单元渗透率低,天然能量弱,产量递减快,注水后递减速度减缓,可见到明显效果。(2)开发期内含水上升率的高低对开发效果和经济效益起决定作用。(3)利用相渗曲线推算无因次采油、采液指数随含水变化规律,认为随含水上升无因次采油指数下降快,低含水期为该块的主要采油期,要尽量延长无水、低含水采油期,以提高采收率。(4)弹性开发阶段地层能量下降比较快,注水开发后,油藏压力传导慢,造成油井受效慢,压力逐年下降,水井压力不断提高。(5)随注水时间的增加,启动压力相应增加,且渗透率低,压力扩散慢;注水初期注入水利用率较低,随着注采井网逐渐完善,注入水利用率提高。

2、配套技术的研究及应用

2.1 完善注采井网,精细注采调配

精细注采调配工作是提高注水利用率的根本保证。引入压降叠加原理,指导动态调配,改变长期以来区块地层压力、油井液量、含水变化后再调配的被动局面,使区块调配超前预测,科学合理,实现区块稳产。一是注采调配与构造储层新认识相结合。把注采调配与油藏构造研究、沉积相、剩余油分布及地层微构造研究成果有机结合,采取主流线控制注水、非主流线放大注水等灵活机动的调配方式,确保有效注水。梁38斜83井处于剩余油富集区,对附近梁38-10水井配注由50立方米上调150立方米,对梁38斜83井更换螺杆泵,日增油8吨。二是注采调配与井网实际状况相结合。对单向受效井组进行不稳定注水,提高注水效果。梁35井组对应油井梁35-8单向受效,含水上升速度较快,通过实施不稳定注水,确定每10天注水80立方米,每20天注水30立方米的阶段不稳定交替注水方案,对应油井梁35-8含水由调配初期的84%下降到目前81.7%。三是注采调配与油藏开发动态相结合。突出不同井区地层压力、油井供液状况的分析监控,结合不同开发动态制定相应的调配方案,做到既控制含水,又确保油层压力稳升。上单体增压泵增注,梁35-11于转注后,使对应油井梁35-2增加了受效方面,见到明显效果,含水由94%下降到92%。

2.2 分类精细油藏开发管理,控制自然递减

根据不同区块、分类别制定精细油藏稳产管理开发方案。如梁38块为中孔中渗构造岩性油藏、层间差异较小、套破井增多,致使注采井网极不完善、注采比例失调、平面矛盾突出,采取综合调整和完善注采井网,优化落实注水方案措施。做到油藏与井筒配套、地面与井筒配套。围绕完善注采井网。针对梁61块上、下砂层组物性差异大、层间矛盾突出,且油层部位结垢严重的情况,坚持“从水淹层上找潜力,从非均质上挖潜力”,建立油井开发档案,对照测井曲线,结合开发动态,逐口井逐个层进行筛选,对小层进行二次评价,利用油井补孔酸化、治理结垢等手段,挖掘层间潜力,取得好效果。根据梁61-18井区油层连通性好、渗透率高、对应油井梁61-12注水见效的情况,实施浅酸解堵后,日增产能2.6吨。通过分类别精细油藏管理治理,打牢了高含水老油田稳产基础。

2.3 探索新工艺、新技术,寻求新的产量增长途径

(1)高压注水。梁家楼油藏储层物性差,通过泵站、管网技术升级改造,系统全面升压,实现断块整体高压注水。(2)水井解堵增注技术。结合储层岩性、物性及其敏感性,确定以混合体系为主体酸解堵配方,综合解除近井地带各种污染堵塞,改善地层渗透性,达到降压增注的效果。(3)水力压裂技术。通过加大裂缝的几何尺寸扩大油井泄油半径,并提高裂缝导流能力,达到延长稳产期的目的。

3、效果评价

通过技术整体配套,梁家楼油田油水井利用率提高了7.5%,水驱控制程度提高29.2%,注采对应率提高21%,采油速度由提高0.52%,自然递减率比去年同期降低7.22个百分点,实现了断块低渗透油藏的高效开发。

4、结语

(1)低渗透油藏实施整体井网加密,科学调整注采井距,有利于提高水井吸水能力、减小压力损耗,提高油井产能;(2)通过技术的配套和集成应用,断块低渗透油藏实现高效开发的技术关键,对其它同类油藏提高开发水平具有借鉴意义。

参考文献

[1]才汝成.低渗透油藏开发新技术[M].北京:中国石化出版社,2004.