埕岛油田西北区挖潜增效典型做法

埕岛油田西北区挖潜增效典型做法针对堤岛油田西北区油井递减大，含水上升快的开发特点，本文总结了堤岛油田西北区在开发过程中所存在的主要矛盾，提出了带有针对性的调整措施方案，并在此基础上形成了海上整装断块油藏的挖潜增效模式，可以为海上油田同类油藏的高效开发提供指导借鉴意义。标签：海上油田；整装断块；挖潜增效一、基本概况堤岛油田西北区馆上段油藏位于堤岛油田主体构造的西北部，构造整体呈西南高东北低，地层平缓，储层埋藏浅，压实差，胶结疏松，储层物性较好：平均孔隙度33.1%，平均渗透率2297x10-3um2，地下原油粘度64.1mPa.s，原始地层压力13.2MPa，属河流相沉积的普通稠油、高孔高渗透、高饱和、岩性构造层状油藏。西北区馆上段油藏地质储量1672万吨，目前共投产投注70口井，其中油井46口，水井24口，目前综合含水73%。二、开发过程存在的主要矛盾堤岛西北区自主力含油层系馆上段油藏加密调整方案实施后，注采井网逐渐完善，目前采用的是沿断层一线采油，内部点状注水辅以外部边缘注水的井网形式。随着采油速度大幅度上升，层间矛盾和平面矛盾日益突出，主要表现为以下几点：2.1区块内部低序级断层发育，影响注采对应关系西北区内主要发育四条大断层，油藏砂体分布受断层影响条带状分布，特别是断层附近单向对应或不对应，严重影响注入水平面波及。同时在四条大断层附近发育的较难识别的低序级断层，也严重影响了注采对应关系，造成了部分水井注入不正常，油井产液情况、地层能量恢复与地质条件、实际注入情况相矛盾。2.2动用层段多，油藏初期产能高，含水上升快，油井递减大综合调整以来投产新井初期单井日产油37.6吨，含水率为46%。在最近两年期间，含水率上升较快，综合含水由50.7%上升到73%；自然递减率持续增大，2017年区块自然递减率高达13%。分析其主要原因，一是受西北区整装断块油藏特点的影响，单向注采比例较高35%，注入水一旦突破无法有效控制含水上升；二是多层合采造成层间干扰严重，区块单井平均有效厚度20.6m，动用小层数均在3层以上，但层间采出程度差异较大；三是非主力层注采井网不完善，只采不注造成小层压降持续增大，最终造成小层不出液。三、挖潜增效典型做法3.1部署零散调整井，做好产能接替利用油藏工程、油藏数值模拟等多种方法，发现沿断层一线高部位、砂体边部、井间滞留区是剩余油相对富集区。2017年在区块内无井控制潜力区部署新井8口，钻遇油层19.4m/2.6层，好于方案设计13.6/2.9层。新井投产投产初期单井日油能力29.5吨，新增产能5.5万吨。在优选射孔层位时，结合西北区数模研究结果，得到以下认识：①对于产液能力，合采过程中低含水期（0-40%）层间干扰对整体产液能力表现为一定抑制作用，随含水率上升抑制作用逐渐减弱；当含水率上升至40%-60%时，层间干扰对整体产液能力由抑制作用转变为促进作用；在中高含水期（大于60%）层间干扰对整体产液能力表现为完全促进作用，且随含水率的上升而增强。同时，层间渗透率级差越大中低含水期层间干扰对产液能力抑制作用越强。②对于产油能力，层间干扰对整体的产油能力始终表现为抑制作用，且含水率越高抑制作用越明显；层间渗透率级差越大，抑制效果越明显，干扰加剧的时机越早。3.2动静结合找断层，多种手段结合验证封堵性首先，根据区块动态分析结果梳理油井生产状况与注水情况矛盾的区域。再重点对该区域进行过井地震剖面进行精细解释，即在区块范围内采用主测线和联络线方向交叉解释方法，最大限度地减小解释层位的闭合差，保证层位解释的精度。其次在明确了主断裂系统的基础上，通过增加测线解释密度，对断层扭动或中断的区域进行精细解释，并通过主测线和联络测线卡准断点位置，从而准确识低序级断层。最后根据注采减小情况，断层两侧压力变化，并参考渗透率和泥质含量判断断层封堵性。例如Ng31层平均压降达到4MPa，且呈持续下降趋势，但该层整体注采比达到2.6；该层生产的油井一口CB4A-G4井为低液井（液量40t/d），另一口井因压降大无法正产生产。通过这一矛盾，重点研究了Ng31层低序级断层发育情况，刻画出封堵断层一条，发现两口油井CB4A-G4与CB4A-7井与对应水井注采不连通。进而制定了另外一口水井CB4A-2井的补孔措施，以恢复Ng31层地层能量。2017年以来，在西北区内新识别低序级断层3条，其中2条为封堵性断层，1条为非封堵性断层。3.3数模指导可视化，精细调配（1）主力层：西北区油藏主力层主河道发育，注入水沿主河道迅速水淹，沿断层高部位油井注水见效差。利用数值模拟方法，确定水井井组主流线方向，模拟优化高部位油井与内部油井液量，合理引流线，控制内部油井含水上升。例如上层系Ng1+211层，通过提高近断层高部位两口油井CB4EA-11与CB4EB-12液量，与降低内部油井CB4EA-1与CB4B-1井液量的方法，高部位油井单井日游能力提高10吨，同时内部井含水大幅降低。（2）非主力层：非主力层一注一采，单向注采对应，油井含水上升快。从剩余油分布图来看，此类小层仅油水井主流线上水淹较为严重，其他方向未水淹，波及范围较小。西北区打破此类油井含水上升就下调水井配注的传统思维，而是下调油井生产参数，控液扩波及。例如CB4EA-4井下调生产参数，减液不减油，单井日油能力上升5吨。（3）开展周期注水数值模拟实验，控水稳油。在区块主力层Ng45层开展周期注水数值模拟实验，模拟对比水井周期调控方式，优化注水半周期，水量波动幅度。优化结果为：最优水井周期变化形式为内部水井周期升降，边部水井提高注采比持续注水；最优注水半周期为3个月，水量波动幅度为50%。预计方案实施后，年增油1万吨。3.4完善注采井网，开发非主力层剩余油潜力。由于非主力层地层厚度小，砂体零散分布，难以形成有效井网，在开发过程中一直受主力层干扰，潜力不能得到有效开发。通过对非主力层水井补孔，增加注采对应，2017年以来完成4口水井补孔工作量，区块注采对应率由84.7%提高到89.4%。四、结论与认识（1）堤岛油田西北区油藏纵向含油层系多，层间动用差异大，但投产初期单井产能高，可以通过部署新井，油水井补孔等措施加强非主力层的动用程度，均衡层间矛盾。（2）西北区地质情况复杂，必须将基础地质与开发动态有机结合，从而使构造储层认识与开发