老君庙油田地质复杂区整体调整对策

老君庙油田地质复杂区整体调整对策

杨堪阳,曹志强,吕剑峰,蒋映辉,赵大庆

(玉门油田老君庙油田作业区开发技术科,甘肃玉门735200)

摘 要:1991年,老君庙西河坝M 层油井大面积套坏、水淹,储量严重失控。由于复杂的地质因素和油水分布关系,长期以来没有一套有效的开发方案。2003年12月,老君庙油田作业区提出/二次开发、规模调整0的开发理念,并把西河坝M 层作为先导试验区,对区域剩余油分布规律进行细致研究。部署新钻井13口,利用大位移定向井技术挖潜,取得了显著的效果,为下一步老君庙油田实施规模调整奠定了坚实的基础。

关键词:地质复杂区;剩余油;二次开发;规模调整;大位移定向井技术

中图分类号:TE34 文献标识码:B 文章编号:1004)5716(2008)09)0058)031 区域地质概况及开发历程

西河坝区M 油藏位于老君庙背斜中西部,面积约为0.78km 2。油层为钙质胶结,有效厚度较大,平均为32.1m;含油饱和度55%~57%,平均空气渗透率为24.2@10-3L m 2,裂缝较为发育,方向为北偏东10b 。储层的物性及含油性处在M 油藏较好的区域。西河坝区M 层于1956年投入开发,1960年开始注水开发,随着油水井开井数的增加,井网的不断完善,注水能量的补充,产量逐渐上升,

1972年产量达到最高峰1.95@104t 。此后,由于976、F153、F151等井注入水上串,943井套坏注入水无法进入目的层,水驱效率下降,产量逐渐递减,1989~1991年油田大面积套坏、水淹,致使产量急剧下降;由于西河坝复杂的地质因素和油水分布关系,大修井、新钻井屡次失败,开发形势持续恶化,1994~1995年降到历史最低。1995年开始采用定向井技术进行挖潜,产量逐渐回升,2005年产

量达到1.89@104

t,接近于历史最

高。

图1 西河坝区M 层开发曲线

2 存在问题

(1)区域油水井套坏严重,储量失控。由于95%以上的油井在L 层、BC 层套坏、水淹,M 层储量未得到有效开发。

(2)油水分布复杂,剩余油研究滞后,没有形成一套有效的开发方案。

西河坝区M 层的潜力是许多工程技术人员共同认可的,但对剩余油的分布规律的认识较模糊,新钻井D177井、B188井、E158井、G148井连续出水,调整方案一度陷入困境。

(3)区域L3高压(部分井组L2、3均高压),BC 层缩径严重,新钻直井成功率低;大修、侧钻井无一成功,

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剩余油的挖掘受到严重的制约。

由于复杂的地质因素,西河坝M层大修井、新钻井屡遭失败,自1991年以来,在西河坝区域内共实施M 层新钻井7口,成功3口,其中D178、B178井都由于L 层高压,下2层技术套管才得以成功;B179井用高密度泥浆压井,油层污染严重,投产后长期低产;3口井报废。大修侧钻实施6口,无一口成功。L层的高压已严重制约着西河坝M油藏的有效开发,而且高压区的范围在不断扩大,由20世纪90年代初639-G149-F153井组扩展到402-E177-4140-B177-B178-B179区域,基本上覆盖了西河坝M油藏的整个范围,形成一条高压异常带。1992年6月开始对639井区的L3进行治理,G149、F153改L3层排液放压,至1995年年底,累计排液20.4@104m3,L层地层压力由14.3MPa下降为10.1MPa,下降了3.2MPa。1996年大修402、F153,仍然喷顶严重,措施失败,2003年4140井喷泥浆,2004年F178井投产L3,油压5M Pa;这些现象说明了通过局部的泄压治理,很难达到预期的目的。

(4)地面障碍物较多,环保问题比较突出。在西河坝内有水源、选油站、老君庙等多处重点建筑物;石油河流过,环境问题十分敏感,钻、修井造成的污染对附近水源和石油河有很大的威胁。

3地质复杂区的成因

(1)L3存水过高是导致L3高压的主要原因:¹早期高强度、超破压注水,使注入水快速窜至高渗透L3。1957年12月改注,日注水85m3,造成J15井注入水由边外向油田内部突进,形成J15-639/水舌0。M层注水井976、943、E166井注水压力达14.4M Pa,大于油层破压力2.8M Pa,如976井组中的D178井,在钻井过程中,钻至BC层发生强烈井喷,喷出大量油气,固井时水泥1500袋,说明区域已形成明显的垂缝,M层注入水上串至L3。ºL层注水井由于受井下技术状况的制约,无法实施分层注水,笼统注水使绝大多数注入水向高渗透的L3突进,造成高压。L层剖面上小层的非均质性很强,根据区域C174井(合注L123层)1997~ 2000年3次同测成果显示,L3吸水比达77.8%~ 88.1%,区域C174、411、4216、N4216、I134、J15均为L123合注井,累计注水量达141.51@104t,L3层累计注水量达107.2@104t。»区域南北两端L3渗透率在500@10-3L m2左右,中部(1000~2600)@10-3L m2之间;L3层处于主河道上,其展布方向为东南-西北;L3小层发育,井间连通性很高,所以,其它区域L3层的注入水容易向该区域推进,如15井。¼M注水井固井质量较差,L3层附近套管损坏,也会使注入水进入渗透性高的L3层,部分M层注入水窜入L-M、L3,区域M 层累计注采比1B2.43,年注采比1B4.7,注采严重失衡,这种注采矛盾反映出M层注入水串入异层的可能,如319、E178、B176等井累计注水量达(8~70)@104t,在其周围90~120m处仍能打出含水在10%~45%的油井,充分说明M层注入水上串。

(2)BC层的泥岩膨胀,油水井完钻后易发生缩径,套管难下入井内:¹由于K层、L层等异层注入水窜至BC层,导致BC层泥岩膨胀,形成可钻性极差的/橡皮层0;º在该区域钻井过程中,由于L层喷顶严重,钻完L层需要下技术套管,钻速减慢,泥浆对BC层泥岩浸泡时间变长,粘土稀释泥浆滤液,引发BC层泥岩膨胀,完钻后易缩径,套管很难下入井内。

4开发方案研究

4.1确立了以新钻井(定向井)为主要的挖潜手段,对区域进行整体调整

2003年11月,我们复查了区域所有的停产井,发现这些停产井井况极差,78%的停产井都有过大修或侧钻失败的历史,认为通过大修侧钻恢复停产井的方案难度极大,风险极高,而且在这个高压,套坏率极高的地质复杂区,大修、侧钻井的寿命也较短,综合考虑西河坝复杂的地质特征和地面制约因素,根据前几年区域利用定向井挖潜的成功经验,决定通过新钻井对储量失控区进行调整。

2003年11月,从M油藏注水开发历史总结分析目前油水分布关系,首次改变分析对象,把问题的落脚点归根到/水0。

此外,M层注入水沿南北向流动,未形成东西向水线,油层注水体积波及系数与驱油效率均未有效提高, 83%的受效井遭水淹。

油田油水运动特征:M油藏的油水运动,在平面上处于裂缝发育区的主要受裂缝控制,非裂缝发育区的具有似层状流动特点,在剖面上则受沉积韵律制约。

4.2剩余油分布规律研究

(1)由于受沉积砂体性质的影响,在剖面上有明显的高渗透层和低渗透层,造成注入水似层状流动的特点,剖面上M12物性好于M3。早期区域是M123合采合注的开发井网,M12物性较好,裂缝发育,认为M12开发程度高,水驱面积较大;后期开发应转入物性较差的低渗透层,因此,确定部署以M3为主的一套开发井网。以水为研究对象,M层在为注水开发前,除边水,油藏内部没有水层,也没有含水区

(2)M层是一个裂缝)孔隙性油藏,普遍存在着水平裂缝、垂直和斜交裂缝。水平裂缝比较发育,垂直、斜

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2008年第9期西部探矿工