纯梁低渗透油藏注水开发及配套技术

[收稿日期]2007 12 20 [作者简介]姜龙(1976 ),男,2001年大学毕业,助理工程师,硕士生,现主要从事油气开发技术方面的研究工作。

纯梁低渗透油藏注水开发及配套技术
姜 龙 (长江大学石油工程学院,湖北荆州434023;胜利油田有限公司纯梁采油厂,
山东滨州256504)
文小林,王少冰,张清松 (胜利油田有限公司纯梁采油厂,山东滨州256504)[摘要]针对纯梁采油厂低渗透油藏开发的难点,通过几十年的探索与实践,总结出了以优化注采井网、
井距为主,合理完善能量补充方式以及配套相应的油层改造措施,同时在油藏管理方面,因地制宜,制
定了相应的管理办法,形成了以油藏、井筒、地面三位一体的开发管理模式,对此类油藏的开发取得了
较大的突破,积累了丰富的经验,为同类油藏的开发管理提供了指导意义。

[关键词]低渗透油藏;注水开发;配套技术;纯梁
[中图分类号]T E348[文献标识码]A [文章编号]1000 9752(2008)02 0279 03
纯梁采油厂先后发现并投入开发了纯化、梁家楼、乔庄、小营、高青、正理庄、大芦湖等7个油田,动用含油面积185 9km 2,地质储量18789 104t,其中低渗透油藏动用含油面积119 7km 2,地质储量11055 104
t 。

主要包括纯化、梁家楼、小营等油田沙四段以及大芦湖油田沙三中亚段,共投产油井631口,开井577口,日油水平1646 2t,综合含水65 6%,平均动液面1283m ,采出程度13 38%,采油速度0 47%;注水井268口,开井215口,日注水平6876m 3。

因此,根据纯梁油区低渗透油藏的特点,加强油藏工程研究、配套推广应用新工艺、新技术,强化管理,确保了采油厂以及低渗透油藏产量的稳定。

1 纯梁低渗透油藏开发与管理的难点
目前纯梁采油厂低渗透油藏沉积类型有两种[1~7],一种是深水浊积的厚层特低渗透油藏,主要是大芦湖油田沙三中亚段,其特点是储层物性较差,渗透率在(1 8~10 4) 10-3 m 2
,孔隙度12 1%~19%,但砂体比较发育,有效厚度一般在10~35m,为中深层、低丰度、低产能油藏。

另一种是滨浅湖沉积的薄互层低渗透油藏,主要是纯化油田、梁家楼油田以及小营油田的沙四段,其主要特点是含油小层较多,单层厚度薄,为中深层、低丰度、特低产能油藏。

1)储层物性差,自然产能低 纯梁低渗透油藏由于储层低孔低渗,空气渗透率(1 2~87 5) 10-3 m 2,孔隙度12 1%~20%,油井自然产能低,甚至无自然产能,经过酸化压裂改造后油井才具有一定的产能,但因渗流能力差,产量递减快。

2)油井低能低产,管理难度大 纯梁低渗透油藏共投产油井631口,开井577口,平均单井日液能力9 1t,日油能力3t 。

从产量分级来看,低产井比例多,日产低于3t 的井有359口,占低渗透油田油井总数的62 2%,而平均单井日产油能力仅1 3t 。

同时从动液面来看,单井产量小于1t 的油井,平均动液面为1598 7m,沉没度只有48 2m;而产量在1~3t 的油井,平均动液面为1482 4m,沉没度只有161 8m 。

因为供液能力较差,油井低能低产,管理难度大。

3)储层非均质性严重,油层动用不均衡 低渗透油藏含油小层多,非均质性严重。

从纯化油田沙四上亚段25个小层统计来看[2],渗透率最低仅为0 5 10-3 m 2,最高为136 8 10-3 m 2,层间渗透率级差、突进系数分别为274和2 0,变异系数为0 73,由于纵向物性差异,导致吸水、产液状况的差异,层间动用不均衡。

279 石油天然气学报(江汉石油学院学报) 2008年4月 第30卷 第2期
Journal of Oil and Gas Technology (J JPI) Apr 2008 Vol 30 No 2
280 石油天然气学报(江汉石油学院学报)2008年4月
4)吸水能力差,注水压力高 注水难是低渗透油田注水开发中普遍存在的问题[3],主要表现为注水井吸水能力低,启动压力高,而且随着注水时间的延长,启动压力、注水压力逐步升高,吸水指数明显下降,加上污水水质差,地层污染严重,注水状况逐年变差。

2 纯梁低渗透油藏注水开发及配套技术
针对纯梁油区低渗透油藏特殊的地质条件,在开发管理中,以改善低渗透油藏开发效果为宗旨[4],优化井网,配套开发工艺技术,形成了地面、井筒、地下三位一体的开发管理体系[5],提高了油藏的开发管理水平。

2 1 精细油藏研究,完善注采关系,实现注上水、注足水、注好水
1)合理加密注采井网,提高注水效果 渗透率大于5 10-3 m2的薄互层低渗透油藏,在纯梁采油厂以纯化油田为典型代表。

由于投入开发时间较早,开发初期井距较大,一般采用400~500m,因储层渗流能力差,建立不起有效的驱替压差,大部分油井见不到注水效果,供液能力差,液量低,水井注水压力逐渐升高,欠注井越来越多,油藏开发效果差,储量动用程度低,因此运用新的渗流力学方法对径向渗流时的压力分布特征进行研究,确定了合理注采井网。

通过研究认为,油井压力基本损失在井底周围75~100m,而水井压力基本损失在井底周围60m以内。

考虑到储层低渗,部分井无自然产量,需要酸化压裂改造后才能投产,同时考虑经济效益,确定注采井距为300m左右,纯41块含油面积5 1km2,地质储量707 104t。

在原来400~500m反九点注水井网的基础上,均匀加密成注采井距300 ~320m的五点法注水井网,注水井排方向为NE100!。

2)及时完善井网,提高水驱储量控制程度 随着开发时间较长,水井套管损坏和转大修井逐年增多,针对这种情况,及时进行水井的更新、大修,恢复了水驱储量控制程度,改善了开发效果。

据统计∀十五#以来,先后更新水井9口,大修恢复69口,恢复水驱储量1120 104t,对应160口油井增加日油145t。

同时对近几年的新老区产能建设单元及局部可完善的区块,及时进行了转注,完善井网[6],特别是边远的小断块,完善难度大,但仍然想方设法注上水,补充了地层能量,提高水驱储量控制程度和单井产量。

∀十五#以来,先后在高7 2、樊124、樊41、樊128等34个区块实施转注110井次,日增注水量5398m3,增加水驱储量1600 104t,递减减缓1 2%。

2 2 研制并推广应用适合纯梁地质条件的增注工艺技术,确保注足水
1)酸化增注技术 低渗油田由于储层物性差,水井欠注严重,酸化增注是纯梁采油厂低渗透油田增注的主要措施,∀十五#期间,针对注水井欠注的不同原因和各油田的特点,先后研制并成功应用了有机缓速酸酸化增注、氟硼酸酸化、有机土酸酸化、粉末硝酸酸化、聚硅纳米增注等技术,取得良好的增注效果,平均每年增注水量20 104m3,年减少欠注井18井次,进一步改善了注水效果,夯实稳产基础。

∀十五#以来,共计实施增注105井次,增加日注水量237m3,增注有效期都在1年以上,累计增注162 3 104m3。

2)增压泵增注技术 针对部分水井因注水启动压力过高而欠注的情况,先后在樊1配等6个配水间安装了6台增压泵,解决了14口水井的欠注问题,日增水482m3,使23口油井见到明显的注水效果,日增油34t。

2 3 强化水质治理,改善注水状况
针对纯梁采油厂低渗透区块多、分布广、水质要求高的特点,近几年来加大了对注水水质处理的投入,先后引进了多种水质处理新技术:一是首站污水处理技术,二是正理庄电化学污水处理技术,三是纯化油田精细过滤器水处理技术等。

同时制定了具体的水质管理制度,加强考核力度,使全厂注水水质状况得到明显改观。

2 4 分、测、调多措并举,确保注好水
1)搞好分层注水,减缓层间矛盾 低渗透油层多,单层薄,层间非均质严重,各层吸水状况差异大,多层合注时,容易导致注入水沿高渗透层突进,引起对应油井快速水淹,同时低渗透层不吸水,能量低,动用状况较差。

为缓解层间矛盾[4],对渗透率大于5 10-3 m2的低渗透油层采用分层注水工
艺,改善吸水剖面,先后引进并推广应用了锚定补偿式分层注水、同心集成分注工艺和RF 细分注水工艺,有效延长了管柱工作寿命,提高了井下工具工作可靠性和注水层段合格率,为实现有效注水、合理注水发挥了积极的促进作用。

2)多方式不稳定注水,提高注水效率 低渗透油藏在注水开发过程中表现出两种矛盾,一是纵向吸水差异大,上下两层注水压差大,在同样的注水压力下,仅有一层吸水;二是平面上因压裂、酸化改造的影响,见效方向性明显,见效井含水上升快,不见效井供液能力差,造成注采调配难度大,供液状况与含水上升之间存在难以调和的矛盾。

为此采取了层间间注、排状交替以及井组波动等多种不稳定注水方式[5]
,同时根据不同的含水阶段、压力水平,频繁调整波动周期以及波动幅度,有效控制了油井含水上升速度,减缓了产量的递减。

3 纯梁低渗透油藏开发效果评价
1)实现了产能接替,低渗油藏产能稳中有升。

∀十五#以来,纯梁采油厂开发形势明显好转,有效遏制了原油产量下滑的势头,并实现连续5年产量稳升,年产油量上升到99 104
t 。

2)注水利用率有效提高,水驱开发效果变好。

∀十五#期间以实施有效注水、提高注水利用率为目的,通过更新井、油井转注、分注、调剖等多种手段努力完善平面、层间的注采井网[7],有效地改善了低渗透油藏的开发效果。

一是改善了吸水剖面。

从纯化油田∀十五#期间与∀九五#期间吸水状况统计可以看出,吸水差的层段减少30 6%,吸水好的层段增加21 8%。

水驱特征曲线表明:∀十五#与∀九五#对比,纯化油田、大芦湖油田水驱开发效果是变好的,其中纯化油田增加水驱可采储量242 104t,大芦湖油田增加水驱可采储量157 104t 。

二是实现地层压力稳定,自然递减减缓。

纯化油田∀十五#以来,地层压力基本保持了稳定,自然递减明显减缓。

大芦湖油田地层压力基本保持了稳定,自然递减保持在12 6%以内。

三是油水井综合利用率有效提高。

∀十五#以来一直呈上升趋势,特别是近两年达到70%以上。

[参考文献]
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[2]黄延章 低渗透油层渗流机理[M ] 北京:石油工业出版社,1998 31~35
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[6]黄延章 低渗透油层非线性渗流特征[J] 特种油气藏,1997,(1):31~32
[7]李道品 低渗透油田高效开发决策论[M ] 北京:石油工业出版社,2003 19~22 [编辑] 弘 文 281 第30卷第2期姜龙等:纯梁低渗透油藏注水开发及配套技术。