中原油田文卫采油厂,山东 莘县 252429
摘要:卫22块进入高含水开发后期,综合含水达94.05%,采出程度高达51.42%。针对复杂带认识不清、主力区域剩余油分布极其零散、水驱流线方向与剩余油分布适应性变差等问题,开展增储上产研究,进行有效治理,实现滚动增产、老区稳产,采收率提高,开发效果明显改善。
主题词:卫22块 增储上产
一、研究背景
卫22块位于卫城构造北端,属东濮凹陷中央隆起带北部,是一个常温常压低渗复杂断块油藏。含油层位沙三中6-7、沙三下1-10,含油面积3.6平方公里,石油地质储量496.87万吨,可采储量273.46万吨,标定采收率55.04%。1982年投入正式开发,先后经历了产能建设阶段、注采完善高产稳产阶段、滚动增储,注采调整上产稳产阶段、综合治理稳产阶段、高含水期产量递减、滚动扩边流场调整等阶段。
在开发过程中主要存在三个方面的问题:一是受事故井以及局部构造复杂等影响,局部注采井网不完善;二是采出程度高,剩余油分布极其零散,处于“老区普遍分布、新区局部富集”的状态;三是流线流场固定,水驱效率变差。到2017年12月,区块日产液1229方,日产油73吨,综合含水高达94.05%,采出程度高达51.42%。油藏进入高含水开发期,针对复杂带认识不清、主力区域剩余油分布及其零散、水驱流线方向与剩余油分布适应性变差、稳产难度大等问题,急需开展增储上产研究。
二、主要研究内容及成果
1、精细化基础研究
老区周边卫西断裂带开展构造精细研究。利用高精度三维地震资料,对卫西断阶带沙三下进行整体评价,开展断裂系统分析和构造精细解释。该区主要含油层位沙三下1-2砂组,发育反向断块圈闭,构造上受明5断裂、卫西断层及其伴生断层控制,内部发育多条小断层将构造进一步复杂化,在前期发现卫118断块的基础上,相继发现了卫102断块及卫103断块。共落实含油面积0.18平方公里,地质储量26.0万吨。
老区内部开展流线流场研究。树立“区块高含水不等于每口井高含水、油井高含水不等于每个层高含水、油层高含水不等于每个韵律段高含水、一个方向高含水不等于每个方向高含水、主力相带高含水不等于主力相带全部高含水”的理念。进一步细化分级,将原来含水大于95%细分为95%-97%和大于97%两个水淹级别。以沉积微相约束,引入流线流场,将剩余油分布划分为4个区域:非流线区、流线损坏区、非主流线区和主流线区,重新刻画剩余油图,将95%-97%的区域重新定义为“潜力储量”,实现一类层的二次动用。
2、精准化立体挖潜
在精细研究的基础上,开展“点、线、面、体”精准化立体挖潜。做细单井“点”工作、做通井间“线”工作、做精井组“面”工作、做实油藏“体”工作。从老区周边及老区内部两方面入手,老区周边通过滚动增储增加产能;老区内部通过变流线、调流场,精细注采调整,提高剩余油富集区动用,稳定老区产量。通过“一增一稳”实现高含水期增储上产。
强化卫22块周边构造研究,通过滚动增储提高产能。针对新落实的卫118断块、卫102块和卫103块,实施调整井6口、利用老井侧钻1口,增加动用储量42.0万吨,累增油1.24万吨。
老区内部通过流场调整,进一步提高水驱动用。以现有井点为基础,优化注采流线,构建适应剩余油分布的平面井网,纵向上继续保持七套层系开发,以流线流场调整为抓手,进一步提高水驱开发效果。对于平面、层间不完善导致没有流线的井区,通过转注、补孔,新建流线;对于事故导致井网损坏,流线缺失的井区,通过大修、邻井替代恢复流线;对于流线固化动用不均衡的井区,通过增注、重组细分、堵调结合控制主流线方向注采,强化弱流线水驱注采,实现最大动用。新建流线15条,恢复流线5条,强化流线22条,控制流线23条,累增油0.3542万吨,增加水驱控制储量15.2万吨,增加水驱动用储量13.9万吨。
3、精益化注采管理
依托信息化优势,提高动态变化响应。利用信息化数据实时传输的特点,一是通过示功图等数据的实时变化及时发现单井异常,及早制定措施解决;二是变“日观察,旬分析,月总结”为“班观察,周分析,旬总结”,加快动态分析节奏,提高了分析精准度。
综合分类调水技术集成应用。一是把动态调水工作当水井措施一样对待,对每个开发层系及每个注采井组的注采强度、注采比等进行分析,针对不同开发阶段,及时提出调配建议并论证实施,做到一井一策;二是建立精细调配管理长效机制,做好“六个精细”: 精细分层、精细配水、精细测调、精细评价、精细分析、精细管理,保证注好水,效益注水;三是探索综合分类调水新方法,开展不同种调水方式驱油机理及适应评价研究,形成了一套综合分类调水技术。
三、现场应用情况及效果
按照整体部署、分批实施,经济高效的原则,依靠现有的成熟配套工艺技术,对储层进行分类治理,开发效果明显改善。共实施新井投产7口井,配套油水井措施41井次,其中油井措施17井次,水井实施24井次。新建及调整流线65条,油水井措施见效累增油1.5968万吨。
区块年产油量从2016年的2.7676万吨上升到2019年的3.3384万吨;减少低无效注水16.58万方,低无效产液6.42万方;水驱控制、动用储量分别增加15.2、13.9万吨,可采储量增加7.6万吨,水驱采收率提高1.5%;自然递减从2017年的9.14%下降到2019年的-15.25%,下降24.39个百分点。
新井、措施及见效增油15968吨,投入1933.5万元。每方液量处理费用及每方水量注入费用按17元、吨油价格按3380元计算,实现销售收入5803.73万元,创效3870.23万元,投入产出比为1:3.0。
五、结论与认识
1、高含水期油藏,通过制定合理的精细挖潜策略也能实现增储上产;
2、高含水期油藏,不断开展流线、流场调整,是开发后期老区稳产和进一步提高采收率的有效手段。
【参考文献】
[1] 景永红. 卫22块特高含水期调流场技术研究,工程技术,2017年3月04。
[2]景永红.卫城特高含水油藏精细挖潜研究.2018.6;
作者简介:袁伟,男,工程师,中原油田文卫采油厂从事油气田开发研究管理工作。