陳琳
(中國石化江漢油田分公司江漢采油廠,湖北 潛江433123)
江漢油區(qū)有21個油田44個開發(fā)單元,經(jīng)過40多年的開發(fā),已有17個開發(fā)單元進(jìn)入高含水(>80% )、高采出程度(≥75% )的雙高開發(fā)階段,年產(chǎn)油量占全廠產(chǎn)油量的42.28%,對整個江漢油田的產(chǎn)量構(gòu)成具有重要意義。由于地下存水及注入水影響,目前“雙高”區(qū)塊普遍面臨含水上升快、產(chǎn)量遞減迅速、調(diào)整難度大等問題。注水開發(fā)作為油田開發(fā)最經(jīng)濟(jì)實惠的方式,如何做好注采調(diào)整工作,改善“雙高期”油藏的水驅(qū)開發(fā)效果是目前江漢油區(qū)面臨的重大課題。王場油田中區(qū)南部作為江漢油區(qū)典型的“雙高”油藏,也存在含水上升快,自然遞減大等諸多問題。近幾年在深化油藏認(rèn)識的基礎(chǔ)上,經(jīng)過多次開發(fā)調(diào)整,取得較好的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。
王場油田中區(qū)南部位于王場油田主體構(gòu)造王場背斜軸部南部,含油層系為下第三系潛江組41、42、43油組,含油面積2.04km2、地質(zhì)儲量319.59×104t,標(biāo)定采收率62.2%,可采儲量198.78×104t。砂層發(fā)育于鹽湖濃縮期后的水體相對淡化階段,為鹽湖密度流砂體,平面上不同時期砂體分布面積大小不一,縱向上儲層夾于鹽韻律層之間,物性差異大:潛41、2油組為中高滲透構(gòu)造油藏,物性較好,油層平均厚度12m~15m,最厚在中南可達(dá)38m,砂層分布范圍大,局部在東北翼南部尖滅;潛43油組為低滲透構(gòu)造+巖性油藏,物性較差,油層較薄,平均厚度4m~5m,局部砂層最厚可達(dá)10m,砂層呈席狀分布,西接王場西區(qū),東接王場東區(qū)。油層厚、層間層內(nèi)具有嚴(yán)重的非均質(zhì)性、主力油層微裂縫發(fā)育、原油物性好(有效孔隙度17.5%,平均有效滲透率198×10-3μm2)、地飽壓差大、地層水礦化度(32.96×104mg/L)高是油田主要的油藏特征。
截止2013年7月,中區(qū)南部油井開井15口,井口日產(chǎn)液水平446m3,井口日產(chǎn)油水平75t,綜合含水為86.29%,平均動液面為1 434m,地質(zhì)儲量采油速度為0.84%,剩余可采儲量采油速度14.57%。注水井開井3口,日注水平164m3,月注采比0.34。核實累計產(chǎn)油183.28×104t,地質(zhì)儲量采出程度57.35%,累計注水415.78×104m3,累計注采比0.53。
受斷層影響,王場油田中區(qū)南部微裂縫發(fā)育,加之地層物性差異大,王場油田中區(qū)南部三大矛盾突出(平面矛盾、層間矛盾、層內(nèi)矛盾 )。受三大矛盾控制,王場油田中區(qū)南部注水開發(fā)主要有以下幾點特征:
1)主力砂體油層厚度大、物性好,水井注水后對應(yīng)油井見效快,產(chǎn)量增幅大,砂體內(nèi)部受儲層物性控制不同區(qū)域油井見效特征有所不同。主要表現(xiàn)在潛41、潛42砂體上。
潛41油組油層厚度大,物性好,中部油井見水見效快、有效時間長,增油效果好,平均受效時間為7至8個月,見水時間29個月,但由于受邊水及注入水的影響,油井目前水淹嚴(yán)重,該砂體注水效果較明顯,無水采油期長??拷皩蛹鉁鐓^(qū)油井見不到注水效果,產(chǎn)量低。
潛42油組受斷層和巖性的控制,砂巖發(fā)育不均衡,由北向南逐漸增厚。處于構(gòu)造高部位,靠近斷層的砂體厚,物性好。邊水、注入水沿高滲透帶推進(jìn),油井產(chǎn)量高,注水后見效好,增油量多,平均受效時間為18個月,見水時間為39個月,見效時累計注水21 439m3,目前油層水淹嚴(yán)重。構(gòu)造南翼及斷層較遠(yuǎn)處,砂層厚度薄,物性差,油層吸水性差,油井油層動用程度相對較低,也是剩余油相對富積區(qū)。
2)非主力砂體油層厚度薄、物性差,水井注水后對應(yīng)油井見效慢,產(chǎn)量增幅小,構(gòu)造軸部受裂縫影響,油井見水后含水上升速度快。主要表現(xiàn)在潛43砂體上。
王場油田潛43油組為鹽湖水下扇濁積砂沉積,沉積微相可分為辮狀河道、河道間、席狀砂、河口壩、鹽湖膏泥巖5種。辮狀溝道油層厚,物性好,注水主要沿溝道推進(jìn)驅(qū)油。河道間、席狀砂、河口壩物性差,注水井注水效果差。中南以席狀砂為主,油井見效慢,平均受效時間45個月,無水采油期長,見水期平均57至58個月。但由于該區(qū)域構(gòu)造高部位微裂縫發(fā)育,部分井油井見水后含水上升速度快,甚至暴性水淹。如:王4新8-3井于1995年壓裂投產(chǎn)潛:1.4m/1層,初期日產(chǎn)油25.2t,不含水,但僅三天后含水上升到86%,分析壓裂后導(dǎo)致與高含水井王4檢8-2井溝通,造成暴性水淹,被迫生產(chǎn)潛42油組。
王場油田中區(qū)南部1970年試采、投產(chǎn)。經(jīng)歷建產(chǎn)能,產(chǎn)量上升階段及調(diào)整高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)階段,1980年以后油田產(chǎn)量開始下滑,日產(chǎn)油由1980年底的330t降到2005年底的41t,油田開發(fā)效果逐年變差,目前已進(jìn)入高含水、高采出程度的雙高開發(fā)階段。2005年至2009年,隨著中南開展細(xì)分層開發(fā),并結(jié)合剩余油分布特征,該區(qū)域陸續(xù)部署幾口高效調(diào)整井(王4斜-14-6、王4斜9-1、王4斜11-5),這三口井投產(chǎn)初期日產(chǎn)油均在10t以上,但是由于中南整個油藏長期的注水開發(fā)加上裂縫(天然微裂縫及壓裂措施改造后的人工裂縫)的存在,油藏的水道發(fā)育,造成油井投產(chǎn)后含水上升快,導(dǎo)致整個區(qū)塊產(chǎn)量仍然呈現(xiàn)持續(xù)下降的趨勢,同時穩(wěn)油控水難度大。截至2009年底,日產(chǎn)油水平仍穩(wěn)定在48t,上產(chǎn)難度大。
為了減緩含水上升速度,2010年至今,主要開展了以下兩方面的工作:
1)深化油藏認(rèn)識,動靜態(tài)結(jié)合,切斷U型通道,控制主力砂體(潛41、42)含水上升速度。
中南至1998年開始實施降壓開采以來,注水井逐年減少,目前僅兩口注水井,注水量少,對周圍油井影響小。但王場油田開發(fā)時間長,報廢井眾多。由于早期報廢井大多未按標(biāo)準(zhǔn)封井,在地層中易形成各種“U”型管通道,潛三段北斷塊和鹽間污水井的注入水易通過這些“U”型管竄通至中南地層;除注入水以外,潛三段北斷塊地層水也易通過井況差的老井倒灌至潛四段中地層,導(dǎo)致中南主力砂體上油井大面積含水上升。因此U型通道治理是中南地區(qū)穩(wěn)油控水的關(guān)鍵。
根據(jù)注入水及地層水倒灌模式的差異將“U”型管通道分為以下兩種類型:
一是直接型(見圖1):這種類型的“U”型管通道,主要形成于未實施油層塞封或油層塞封不嚴(yán)的報廢井井筒中以及實施油層塞封不嚴(yán)的上層系注水井井筒中。倒灌水源為上部高滲透層地層水或上層系注入水。注入水或上層系地層水直接順井筒倒灌下層系地層,導(dǎo)致下層系生產(chǎn)井含水上升。
圖1 直接型“U型管”
二是間接型(見圖2):這種類型的“U”型管通道,主要形成于未實施油層塞封、或油層塞封不嚴(yán)的報廢井與正常注水井之間。倒灌水源主要為上層系注入水。注入水通過地層進(jìn)入報廢井井筒,順報廢井井筒倒灌至下層系地層,導(dǎo)致下層系生產(chǎn)井含水上升。
圖2 間接型“U”型管
結(jié)合不同類型“U”型管通道倒灌模式的差異,主要從以下兩方面開展工作來控制中南地區(qū)含水上升速度:一是加大中南主力砂體上老井治理力度,通過老井封井、擠堵等措施切斷地層來水“U”型管通道;二是對北斷塊、鹽間異常污水井實施停注,控制來水源頭。通過治理和兩次整體調(diào)整,2010-2013年,在新井投入少、措施效果不理想的情況下,中南自然遞減率得到有效控制,產(chǎn)量穩(wěn)中有升。
2010年共實施包括鹽間污注井王4新9-4在內(nèi)的3口井共5井次的注水調(diào)整,共計下調(diào)注水量520m3/d,5口對應(yīng)油井均見效,日產(chǎn)油量由26.8t上升至41.5t,日增油14.7t,效果顯著。如在水井王4新9-4注水量由300m3調(diào)至30m3后,王4-8-2含水得到效控制,含水從調(diào)水前的88%下降到調(diào)水后的46%,日產(chǎn)油由5 t上升至13t,增油效果明顯(見表1)。
表1 中區(qū)南部2010年注采調(diào)整效果統(tǒng)計表
表2 中區(qū)南部2012年注采調(diào)整效果統(tǒng)計表
平面非均質(zhì)性以及天然裂縫和人工裂縫的存在導(dǎo)致中區(qū)南部注入水推進(jìn)方向性強(qiáng)。歷史上中南潛砂體的注水井主要分布在構(gòu)造西翼低部位,由于長期的注水開發(fā),該區(qū)域累積注水量達(dá)到403.13×103m3,地下存水多。目前生產(chǎn)井主要集中在物性較好的構(gòu)造軸部位,無注水井補(bǔ)充能量,主要靠西部地下存水提供的能量維持開采。見水見效特征顯示該區(qū)域注入水主要向北部推進(jìn),且水線推進(jìn)方向性強(qiáng)。同時受構(gòu)造控制,地下存水主要也由南至北由高向低推進(jìn)。長期的注水開發(fā)加上注入水推進(jìn)時所表現(xiàn)的極強(qiáng)方向性使該區(qū)域形成了一條南北方向的注水通道。為進(jìn)一步改善中南潛433砂體水驅(qū)開發(fā)效果,我們結(jié)合水道發(fā)育情況,2013年針對王4斜-14-6、王4斜-14-7、王4斜-14-8井組開展了優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)研究:通過提高高部位油井產(chǎn)液量(王4斜-14-7、王4斜-14-6)來控制低部位油井(王4斜-14-8)含水上升速,取得較好的效果(見表3)。調(diào)整后井組日產(chǎn)液由70.9t上升到88 t,日產(chǎn)由9.8t上升到21.6t,增油效果明顯。如王4斜-14-8井,該井2012年9月壓裂投產(chǎn),初期日產(chǎn)油量僅4.3t,含水高達(dá)70%。經(jīng)過優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)以后,日產(chǎn)油量上升至最高的11.5t,含水下降至42%,平均日增油在7t以上。
圖3 中區(qū)南部潛433剩余油分布圖
表3 中區(qū)南部3砂體調(diào)整效果表
表3 中區(qū)南部3砂體調(diào)整效果表
井號調(diào)整前液(t)油油油(t)含水(%)調(diào)整后液(t) (t)含水(%)對比結(jié)果液(t) (t)含水(%)王4斜-14-6 25.4 2.4 90.6 27.4 2.8 89.8 2 0.4 -0.8王4斜-14-7 31.2 3.1 90.1 40.7 7.3 82.06 9.5 4.2 -8.04王4斜-14-8 14.3 4.3 70 19.9 11.5 42 5.6 7.2 -28合計70.9 9.8 86.20 88 21.6 75.50 17.1 11.8 -10.7
1)老井井況差,北斷塊、鹽間注水井注入水易通過老井倒灌至中南地層,造成主力砂體油井含水上升。
中南由于早期注水開發(fā)和邊水突進(jìn),部分油井水淹嚴(yán)重并打塞轉(zhuǎn)入三段生產(chǎn),由于這部分井層間未封死,造成主力油砂體內(nèi)部大片水淹,目前生產(chǎn)井含水上升。如2010年再對潛四段老井進(jìn)行摸排調(diào)查時發(fā)現(xiàn)鹽間注水井王4新9-4注水壓力由初期的14MPa,下降至0 MPa,而鹽間其它正常注水井注水壓力均在20MPa以上,該井是2004年打機(jī)械橋塞封潛四段上返鹽間注水的,由于井下有落物橋塞塞面上未倒水泥漿,且塞面附近套管變形,分析王4新9-4橋塞可能失效,注入水部分進(jìn)入潛四段地層。
2)注采對應(yīng)率低,部分砂體井網(wǎng)不完善,生產(chǎn)井能量不足。
目前中南有15口 油井,僅3口水井,生產(chǎn)厚度115 m,受效厚度28.2m,注采對應(yīng)率僅為24.5%。有11口井無注水井補(bǔ)充能量,有86.8m油層有采無注。主力砂體由于物性好,早期注水開發(fā)中吸水狀況好,地下存水豐富,在沒有注水井補(bǔ)充能量的情況下也能維持正常生產(chǎn),如砂體:目前4口油井,無注水井補(bǔ)充能量,但均供液充足,平均產(chǎn)液量60.7t,平均沉沒度534m。而物性較差的非主力砂體由于吸水性差,油井長期處于能量不足的狀態(tài),穩(wěn)產(chǎn)時間短,儲量動用程度較低,目前井網(wǎng)的不完善更是加劇了這種矛盾。
針對目前注水開發(fā)中存在的問題,結(jié)合各層系儲層特征,分層系開展治理,工作思路如下:
41油組:儲層物性好,水淹嚴(yán)重,生產(chǎn)井含水上升速度快。下一步以穩(wěn)油控水為主,加強(qiáng)老井井況治理,避免北斷塊、鹽間注水井倒灌加劇砂體水淹程度。
42油組:生產(chǎn)井集中在物性較差的砂層尖滅區(qū),加之注采井網(wǎng)不完善,油井長期見不到注水效果。下一步以完善井網(wǎng)為主:王4斜-7-5、王4斜-9-5均為單向受效,建議在兩口井中間低部位部署一口水井,增加兩口井的受效方向;另外,王4斜12-8平面距離水井王4-14-5僅65m,但長期見不到該井注水效果,建議對王4-14-5查套找漏。
43油組:僅靠西部地下存水維持地層能量,地層水單向推進(jìn)。雖然前期優(yōu)化井組產(chǎn)液結(jié)構(gòu)取得一定效果,但由于地層水單向推進(jìn),且無良好的應(yīng)對措施,目前生產(chǎn)井含水呈現(xiàn)上升的趨勢。下一步結(jié)合產(chǎn)建在東部部署兩口水井,用以調(diào)整水線推進(jìn)方向,控制油井含水上升速度。
1)“雙高期”油藏動態(tài)調(diào)整要轉(zhuǎn)換思路,結(jié)合歷史動態(tài)深化油藏認(rèn)識,加強(qiáng)本單元及相關(guān)單元的動態(tài)監(jiān)測資料的錄取工作,勤分析、勤調(diào)整。
2)“雙高期”油藏由于開發(fā)年限長,老井、報廢井井況差,地層水、注入水易通過老井形成的“U型”通道發(fā)生倒灌,造成油井含水上升。老井、報廢井的治理對油藏的穩(wěn)油控水工作也極為關(guān)鍵,需作為一項長期工作開展。
3)合理優(yōu)化井組產(chǎn)液結(jié)構(gòu)改變地層水液流方向是“雙高期”油藏穩(wěn)油控水工作中一項行之有效的手段。
4)王場油田中區(qū)南部在注采調(diào)整方面取得的成效對其它類似“雙高”油藏的開發(fā)調(diào)整具有一定指導(dǎo)意義。
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