劉海成(中國石化股份勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院,山東 東營 257000)
規(guī)則井網(wǎng)油藏特高含水后期流線調(diào)整優(yōu)化研究
劉海成(中國石化股份勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院,山東 東營 257000)
孤東油田八區(qū)館5-6油藏層間矛盾突出,井網(wǎng)形式長期固定,低油價形勢下,依靠新井投入的整體調(diào)整方式,經(jīng)濟(jì)效益差。針對單元層間、平面面臨的主要矛盾,結(jié)合剩余油分布特征認(rèn)識,考慮利用老井抽稀井網(wǎng)分層系開發(fā)以及油水井別轉(zhuǎn)換來大角度轉(zhuǎn)變注采流線,提高非主流線潛力區(qū)域剩余油動用程度,結(jié)合斷層、擴(kuò)大區(qū)邊部局部高效井網(wǎng)完善,增加新的流線方向,挖潛井間及斷層附近剩余油,提高水驅(qū)程度,改善開發(fā)效果,此研究有效指導(dǎo)了同類油藏開發(fā)調(diào)整。
特高含水后期;規(guī)則井網(wǎng);流線調(diào)整
近年來孤東油田在多個單元開展變流線調(diào)整先導(dǎo)試驗,取得了較好的效果,前人對變流線調(diào)整的方式進(jìn)行了研究,佟穎對特高含水后期井網(wǎng)調(diào)整方式進(jìn)行了研究,指出該階段通過水井抽稀、油井局部加密的方式進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整是可行的[1]。高聚同對多層油藏細(xì)分層系變流線調(diào)整方案進(jìn)行了研究[2]。本文基于孤東八區(qū)Ng5-6化學(xué)驅(qū)調(diào)整前期井網(wǎng)變流線調(diào)整前期研究,對低油價形勢下,如何充分利用老井轉(zhuǎn)流線、如何大角度轉(zhuǎn)流線挖潛非主流線剩余油開展了優(yōu)化研究。
孤東八區(qū)位于孤東油田南部,孤東披覆背斜翼部。是由四條斷層控制的自然封閉區(qū)塊。2016年6月在單元北部鼻狀構(gòu)造高部位部分井組作為二元驅(qū)試驗區(qū)實施化學(xué)驅(qū),二元試注井區(qū)采出程度高于水驅(qū)和單元整體,效果好,下一步推廣至全區(qū)。
孤東八區(qū)Ng5-6單元擴(kuò)大區(qū)目的層為52+3-62,其中Ng5層系52+3、54、55三個層含油面積2.4km2,地質(zhì)儲量615×104t。Ng6層系61、62兩個小層擴(kuò)大區(qū)含油面積1.1Km2,地質(zhì)儲量103.4× 104t。Ng52+3屬于曲流河沉積,54-62屬于辮狀河沉積,層內(nèi)以正韻律為主,隔層發(fā)育,隔層厚度一般在3-7m之間。
單元1987年投入開發(fā),初期采用反九點(diǎn)井網(wǎng)注水開發(fā),1992采用行列式井網(wǎng)注聚開發(fā),2002年1月轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)開發(fā),2012年在單元北部區(qū)域?qū)嵤┝硕獜?fù)合驅(qū)。此次研究區(qū)為南邊擴(kuò)大區(qū),目前擴(kuò)大區(qū)開油井50口,平均單井日油1.5t/d,綜合含水97.7%,采出程度39.3%。
2.1 層間矛盾突出,干擾嚴(yán)重
對單元注采井進(jìn)行分類統(tǒng)計,合采合注井的采液強(qiáng)度和注水強(qiáng)度低于單采單注井。單采的油井平均采液強(qiáng)度和注水強(qiáng)度分別為13.4 m3/(m·d),和34.2 m3/(m·d),合采油井平均采液強(qiáng)度及注水強(qiáng)度分別為8.7 m3/(m·d)和12.1m3/(m·d)。
飽和度監(jiān)測顯示主力層含油飽和度相對較低(37.9%-38.1%);非主力層相對較高(44.9%-46.8%),層間差異較大。
2.2 井網(wǎng)多年不變,流線長期固定
單元1992年注聚開發(fā)以來一直采用212m×106m正對行列式井網(wǎng)生產(chǎn)。井網(wǎng)多年未做整體調(diào)整,流線長期保持相對固定。
2009年以來新井飽和度測井資料表明油水井間及不完善井區(qū)、砂體邊部、分流線剩余油飽和度高(40%-50%),主流線剩余油飽和度低(30.4%)。
為了研究變流調(diào)整方式,設(shè)計了四套井網(wǎng)調(diào)整方案,其中方案一為基礎(chǔ)完善方案,完善目前的212*106m的正對行列井網(wǎng),方案二為加密井網(wǎng)方案,水井排間鉆新油井,形成106× 106m交錯行列井網(wǎng),加密后流線轉(zhuǎn)變27°,方案三、四為抽稀井網(wǎng)、細(xì)分層系方案,方案三抽稀細(xì)分為52+3、54-62兩套212*212m交錯行列式井網(wǎng),調(diào)整后流線轉(zhuǎn)變27°,方案四在抽稀細(xì)分為兩套212*212m正對行列井網(wǎng)的基礎(chǔ)上,通過水井隔一轉(zhuǎn)抽、油井隔一轉(zhuǎn)注,實現(xiàn)流線轉(zhuǎn)變90°。
對比不同方案,方案二新井及轉(zhuǎn)注工作量大,且未有效解決層系矛盾,方案三隨減緩了層間矛盾,單流線轉(zhuǎn)變角度小,抽稀后的井網(wǎng)為有效動用油井間、水井間剩余油。方案四隨老井工作量大,且油水井別轉(zhuǎn)換初期產(chǎn)量受到一定影響,但調(diào)整后流線轉(zhuǎn)變角度大,為90°,充分動用分流線剩余油;老井利用率較高,15年末增加采出程度2.5%,高于其他兩套方案。通過優(yōu)化新井及措施工作量投入,方案四平衡油價降低至60美元,且方案四的產(chǎn)出投入比最高,達(dá)到4.39,具有較好的經(jīng)濟(jì)效益。
在井網(wǎng)整體流線調(diào)整的基礎(chǔ)上,結(jié)合斷層、擴(kuò)大區(qū)邊部局部高效井網(wǎng)完善,增加新的流線方向,挖潛井間及斷層附近剩余油,提高水驅(qū)程度。
(1)充分利用老井,降低投資費(fèi)用,從而大幅降低平衡油價。相比方案一,方案三降低投資10745萬元,平衡油價降至60美元。
(2)大角度轉(zhuǎn)變流線,有利于抑制優(yōu)勢流線方向,挖潛非主流線剩余油,改善開發(fā)效果。
(3)在試注區(qū)邊部及斷層邊部優(yōu)化部署少量新井,有利于提高水驅(qū)控制程度,提高注水利用率,水井轉(zhuǎn)抽優(yōu)選累積注水量小的井,以降低轉(zhuǎn)抽風(fēng)險。
[1]高聚同.孤東二區(qū)Ng5細(xì)分變流線井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2015,37(3):122-128.
[2]佟穎.孤東七區(qū)中后續(xù)水驅(qū)井網(wǎng)調(diào)整方式研究[J].長江大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2008,5(4):167-169.
劉海成(1986-)男,漢,江蘇鹽城人,工程師,主要從事油田開發(fā)研究工作。