薄互层低渗透油藏差异化开发的有效途径VIP

目 录前言1一、差异化开发管理模式形成的背景1二、差异化开发管理模式的特点5三、差异化开发管理模式的实施6（一）合理划分层系，优化井网井距6（二）突破传统观念，低渗透超前注水8（三）把握管理核心，差异储层改造9（四）加强基础工作，保障管理模式有效实施12四、差异化开发的主要成果和效益13（一）增油效果明显，经济效益显著13（二）模式运行成功，社会效益突出1314薄互层低渗透油藏差异化开发的有效途径前言纯梁采油厂薄互层低渗透油藏储量规模大，占全厂动用地质储量的45%，年产油量占采油厂总产量的49%。纯化油田纯26块是纯梁薄互层低渗透油藏的典型代表，含油层系沙河街组沙四下红层，油藏埋深2320-2700米，含油面积3.9平方公里，地质储量963万吨，平均渗透率25毫达西，平均孔隙度18%。1971年投入开发，先后实施了四次比较大的调整，取得了阶段性成果，特别是2010年以来，针对层间非均质性强、油水井集中套破导致井网二次不完善、地层能量保持状况差等突出问题，以提高储量动用率和最终采收率为目标，以实现均衡驱替、差异开发为主线，实施细分层系加密调整。2013年以来，采油厂积极探索、总结低渗油藏开发管理方法，通过不断创新理念和完善系统，构建“差异化开发”管理模式，结合老区调整，借助单元目标化管理，实现了“老区新化”，盘活了老区生产建设，改善了低渗透油藏中含水期开发效果。一、差异化开发管理模式形成的背景随着勘探开发的深入，优质储量越来越少，低渗透成为近年来纯梁厂建产的主阵地，但受储层物性及厚度的影响，储层动用不均衡，注水难见效，单井液量低。纯26块作为典型的薄互层低渗透油藏，存在以下主要问题：1、含油跨度大，层多且薄该块发育5个砂层组共35个小层，其中主力小层16个，平均单层厚度仅2.3米，各砂层组含油井段近100米。由于层多且薄、含油跨度大，后期如何储层改造、均衡动用是一个技术难点。图1 纯26块东西向油藏剖面2、层间物性差异大，层间干扰严重纯26块小层中渗透率最低的仅为1.910-3um2，最高的达98.510-3um2，小层间渗透率级差、突进系数分别为51.8和3.9，变异系数0.7；各砂层组内部非均质也严重，渗透率级差最大的是红五组，最小的是红一组和红四组。表1 纯7块分层系储层渗透率非均质参数表层间物性差异大导致层间干扰严重。例如红四-五组，从各小层储量可以看出，主力小层为H44、H45、H46、H47、H52、H53，储量占总储量86%；根据各小层渗透率和每米吸水强度统计情况看，主力层物性好，吸水能力较强，特别是H44多为主吸层，容易单层突进。水井单层突进造成两方面问题：一是层间干扰导致纵向储量动用不均衡，各小层水淹程度差异大；二是单层突进造成油井含水上升迅速，表现为调整初期油井增油显著，后期注水见效油井含水上升迅速。水井高注含水上升，低注供液下降，调配难度大，对目前稳产和后期提液影响大。因此，水井细分分注尤为重要。 图2 渗透率柱状图 图3 每米吸水强度对比图3、局部井网不完善目前区块储量控制程度80.1%，水驱控制程度为71%，水驱动用程度63.4%，区块注采对应率79.6%。从目前分层系井网完善情况看，平面上由于老井套破导致局部井网不完善，纵向上层系内油水井间注采对应率偏低，有进一步完善井网、提高储量控制程度的潜力。4、能量保持状况差，单井液量低从压力保持状况看，纯26块原始地层压力33.4MPa，目前地层压力21.4MPa,地层总压降12MPa，压力保持状况仍处在较低水平。从动液面变化情况看，投产初期平均动液面970米，近年来区块平均动液面1310米，供液逐步下降。根据无因次采液采油指数计算区块理论日液12.3吨，目前受能量影响，平均单井日液仅9.8吨，平均单井日油2.9吨，单井产能低。针对存在问题，提出“差异化开发”管理模式。深化油藏认识，在储层细化分级分类评价基础上，合理划分开发层系，分层系矢量化完善注采井网。转变以往“油井为重”的观念，树立“油水井并重，水井为先”的开发管理理念，同时加强油藏、工艺、地面“一体化结合”，开展差异储层改造，实现均衡驱替，改善水驱效果、控制自然递减。二、差异化开发管理模式的特点差异化开发管理模式是在开发管理过程中，把握油藏开发规律，以动态资料为基础，以提高采收率为核心，以矢量化差异开发为导向的一套综合开发模式。主要是在储层细化分级分类评价基础上，合理划分开发层系，分层系矢量化完善注采井网。转变以往“重油井、轻水井”的观念，树立“油水井并重，水井为先”的开发管理理念，同时加强油藏、工艺、地面“一体化结合”，开展差异储层改造，实现均衡驱替，改善低渗透油藏开发效果。该管理模式首先以细分开发层系、优化井网井距为基础，体现“差异化矢量井网”，建立有效驱替压差，提高储量动用率和注采对应率；其次在整个老区开发管理过程中创新思路，在产能建设或零星挖潜时，“以水井工作为先，以恢复地层能量为第一要点”，实施超前注水或同步注水；在储层改造方面，针对以往低渗透油藏笼统改造储层难有效动用问题，“差异化改造”细化到单井、到小层，应用分层压裂、分层酸化和径向钻井等技术，差异化适配井网，实现有效动用。图4 差异化开发管理模式图创新性。低渗油藏差异化开发管理模式，吸收借鉴国内外其他特低渗透油藏的先进经验，结合实际管理特点，大胆创新、突破了传统的开发管理模式，转变以往“重油井、轻水井”开发方式，突出“以水井工作为先，以能量为第一要点”的管理思路，在产能建设和零星挖潜中加大水井投入，由“先钻油井抢油”转变为“先钻水井注水”，由“排液转注”转变为“直接投注”，实现“能量、产能”双提升，变“打油井”为“养油井”、“找措施”为“培养措施”，使整个管理过程具有前瞻性和创新性。突破性。以往低渗透储层改造主要是笼统的酸化和压裂，由于层多、层薄，层间物性差异大、跨度大，导致一些物性稍差的层难以得到改造和动用。因此应用了分层压裂、分层酸化和径向钻井技术，其中在纯26块实施了国内第一口机械分层压裂井并获得成功，分层酸化方面优化配方，形成了机械分层酸化、化学分层酸化工艺技术，较早的将径向钻井技术应用于低渗透油藏，三项技术都得到了推广和应用，实现差异化适配井网，在理念和技术上取得阶段性突破。科学性。提速增效差异开发管理模式是一个科学的模式，它集合单井的动静态资料、监测资料、油藏资料，针对油田开发中后期，剩余油分布呈“普遍分布、局部富集”的特征，平面完善井网、以网控油，纵向层间挖潜、有效动用，提高最终采收率。三、差异化开发管理模式的实施（一）合理划分层系，优化井网井距纯26块储量规模较大，平面纵向物性差异大，并且开发阶段不一致。所以，首先是对各砂层组储量规模和采出程度进行分类评价，根据评价结果进行储量分区。从储量评价结果看，红1-4组油层厚度大、物性好，属于一类储量；红5组单层厚度大，采出程度低，属于二类储量；红1组东部低部位储量动用时间晚且油层物性差，为三类储量。在此基础上，进行细分开发层系和优化井网井距，做到每套开发层系的井网形式及注采井距大小都是不同的。细分开发层系是差异化开发的前提。纯26块纵向发育红1-5共五个砂层组，原划分三套开发层系红1、红3和红4-5组，水井多为两套层系兼注和合注。从渗透率剖面来看，由于红4-5组层间物性差异大，合采导致红5组动用差，采出程度仅8.8%，因次将其进一步细分为红4和红5两套层系，水井由层系间兼注变为层系内单注，减缓层间干扰。表2 纯26块储量分类结果及分区调整对策分类砂层组含油面积(km2)有效厚度(m)地质储量(104t)油藏及开发特点分区调整对策类红1- 22.39.1226油层厚度大，物性好细分层系红32.19.5183油层厚度大，物性好红42.811.1359油层厚度大，储量丰度高小计2.8768类红52.85.1136单层厚度大，采出程度低细分层系结合水平井单层开发类红1-21.6459动用时间晚，油层物性差平面加密合计963图5 纯26块渗透率柱状图 图6 纯26块细分层系技术思路矢量化注采井网差异化开发的基础。纯26块原井网主要突出问题：一是老井网已经存在，但由于套破井逐年增多导致储量失控严重；二是历史的流线已经形成，但开发不均匀。为此采用逐层矢量化注采井网，即各开发层系结合平面物性分布和老井位置，每个井组采用不同的注采井距，建立起适应储层非均质和不同剩余油分布特征的井网，并采取相应油藏、工艺和地面配套技术，突破注采两难问题，实现均衡水驱。类区井网井距优化：各砂层组按照反九点面积注水井网形式，进行分层系完善。其中红三组渗透率平均1610-3um2，物性差，受老井网限制，立足于压裂改造，采用菱形井网。表3 纯26块分层系井网方式及井距确定层系面积(Km2）储量渗透率井距(米)排距(米)注采井距(米)井网形式（万吨）（10-3um2）红12.322622.2400160260正方形红32.118516470160250菱形红42.835949.6350175250正方形类区井网井距优化：针对红5组两个主力砂体红52、红53，平均单层厚度4.3m，采出程度仅8.8%，水淹程度低，与红4合采层间干严重的的特点，采用直井注水，水平井采油的方式，注采井距180米。在水平井设计方面，结合油藏数值模拟，重点对水平井平面位置、纵向位置及水平段长度进行优化。类区井网井距优化：红1组东部平均渗透率10.510-3um2，物性差，需要压裂改造，采用井距420米、排距185米的菱形井网。区块共完钻63口，投产40口，投转注20口，区块储量控制程度由80.1%上升为87.4%，水驱控制程度由71%变为78.5%，水驱动用程度由63.4%升至67.1%，注采对应率由79.6%上升至87.3%。（二）突破传统观念，低渗透超前注水以往开发管理工作，都是“重油井、轻水井”，油井维护和措施增产是工作重点，水井治理工作滞后甚至欠账，导致水井注水状况差，地层亏空严重，能量保持状况差，老区稳产基础薄弱；在产能建设方面，多是考虑先钻油井，早投产早建产，忽视了能量问题，导致部分油井因能量不足，虽然初产较好，后期递减大，产能达标难。通过总结经验，在开发管理上转变思路，“以水井工作为先，以恢复能量为第一要点”，实行超前注水或同步注水，恢复地层能量。在产能建设和零星挖潜中，先汇报水井井位，水井提前5个月注水，恢复地层能量，后投产油井建产能，期间转变以往高产排液井滞后转注的做法，水井直接投注。变“先钻油井抢油”为“先钻水井注水”，变“排液转注”为“直接投注”，由“打油井”变为“养油井”，实现“能量、产能”双提升，如纯26块在老区调整前老水井工作超前运行，实施水井层系内分注、增注和检管换封等措施共计16口，夯实了稳产基础，水驱状况得到改善，新井投产后初期供液稳定，后期注水见效增油显著，区块连续三年自然递减控制在8%以内。在措施摸排方面，首先分析措施目标井所在井组注采完善情况，如果油井生产目的层对应水井已注水，则油井可以实施相应增油措施；反之，油井措施搁浅，水井先对应补孔注水或是钻新水井完善注采井网，待能量恢复到原始地层压力80%左右，油井实施措施，由“找措施”变为“培养措施”。（三）把握管理核心，差异储层改造从低渗透单元建产情况看，2010年至今，薄层低渗油藏共投产油井208口，其中常规投产仅16口，占总数7.7%（所谓常规投产是指投产时未采取诸如酸化或压裂等储层改造措施）。这说明低渗透油藏只有经过储层改造才能满足产能需要，因次如何选择改造方式，如何优化改造方案显得尤为重要。纯26块层多、层薄，层间物性差异大，含油跨度长，在选择储层改造方式时充分考虑这些因素，并结合井网井距确定最终改造方式。在差异储层改造方面，为充分体现“差异性”，采取“一井一策”方式，即每口井根据自身特点“量身定做”改造方式和方案参数优化。优化改造方式，实现储量有效动用。纯26块红1组西部、红4组物性相对较好，新井投产投注时多采用分层酸化改造方式，根据单井储层岩性、物性、非均质性和含水饱和度的差异，选择是机械分层酸化或是化学分层酸化。红1组东部、红3组物性最差，应用分层压裂提高单井产能。根据储层物性、跨度、隔层厚度及含水情况，选择机械分层压裂、限流分层压裂或是投球分层压裂技术，使各主力小层达到有效改造，大幅提高压裂精确性。红5组单层厚度大，物性较红3组好，但是局部钻遇油层泥质含量重，因次多采用分层压裂技术改造储层。局部井组应用径向钻井技术适配井网。径向钻井技术是国内近两年新兴技术，可以多层、多方向、多分支的钻进，实现仿水平井开发。该技术可以有效穿透局部物性差地带或是近井污染带，大幅增加油井泄油面积，提高单井产能；改善储层非均质性，均衡吸水剖面，有效改变地层渗流通道。纯26块在应用方面形成四个技术思路：水井径向钻井方向平行构造线，平面上仿水平井注水扩大波及面积，纵向均衡吸水剖面；对注采井距偏大油井沿主流线方向实施径向钻井，压头前移，提高井间驱替压差；低液油井沿井排方向，增大泄油面积；对于水淹较重井组避开主流线，改变水流方向，扩大波及体积。实施油井5口、水井2口，达到了油井增液、水井均衡吸水剖面的好效果。表4 纯26块油井径向钻井效果统计表井号渗透率厚度m/层数径向前产量径向后产量累增油t毫达西日液t/d日油t/d含水%动液面m日液t/d日油t/d含水%动液面mC26-3320.13.9/41.60.943.119025.12.3541887360C26-4419.87.4/73.6243.619687.54471704286C26-416.84.8/353.432203310.35.8441655775优化措施方案，不断提高措施效益。在措施方案优化方面，注重各项参数优化。分层压裂井，首先根据储层特点选择压裂方式，其次根据油藏方案要求，设计施工规模和施工参数，从而获得满足要求的裂缝缝长和缝高。如对于跨度大、隔层厚、隔层遮挡性好的储层，要高砂比，低前置液，获得高导流能力的裂缝。对于层系内非均质强的层，采用变粘酸酸化工艺，泥质含量高的储层则采用基质酸化，可以有效抑制粘土膨胀运移，提高基质渗透率。开展数值模拟研究，确定径向钻井与井网的匹配关系，结合油藏工程方法，合理优化孔长、孔密，优化施工工序，同时做好油层保护，确保径向钻井实施效果。差异化配产配注，改善区块水驱效果。目前综合含水66.3%，处在含水上升速度快的中含水期，在完善注采井网后，通过分析油藏特征和注采见效规律，掌握了其平面注水见效特征为：最大主应力方向及物性特征是影响见效方向和水线推进速度的主要因素；纵向见效特征为：层间非均质导致水井易形成主吸层，单层突进。为此分层系、分井组进行注采调配，即：H1组完善区注采比控制在1.0，温和波动注水，不完善区低注采比超前注水蓄能量；H3组完善区高部位温和注水，低部位加强注水，总注采比控制在1.2，不见效井区高注采比加强边部注水；H4组中含水阶段，含水上升快，因此严格控制注采比并分井组实施波动注水，有效解决了提高供液与控含水的矛盾；H5组层单一、相对较厚，见效有明显的方向性，实施控制注采比、油水井联动，控水稳油。通过形式多样的注采调配，区块自然递减控制在8%以内，含水上升率-2.7%。（四）加强基础工作，保障管理模式有效实施强化过程监控，提高数据录取质量。一是按照采油厂新修订的资料录取制度，强化油水井资料录取，继续加大考核力度，严把源头资料质量关，为开发工作奠定坚实的基础。二是加强工况监控，区块61口油井安装远程监控系统，覆盖率90%以上，方便及时掌握油井生产动态，摸清油井生产规律，对问题井提前治理，保证油井生产状况良好。三是强化监督、严格考核，严格执行地质资料奖惩条例。五位一体联动，提升开发水平。建立起从单元到注采井组再到单井的三级动态分析制度。将老井自然产量、自然递减率、油水井资料全准率、平均检泵周期、平均泵效、注采对应率等六项指标分解井组，落实到单井，从而形成单井保井组，井组保区块的三级联动管理体系。在措施运行中，地质、工艺、采油、作业、监测“五位一体”配套联动，分别从技术层面、地质潜力、工艺配套、注采协调监测可行性等方面，统一对单元、井组、单井进行论证。狠抓源头水质，确保注好水。一是抓源头，搞好首站污水处理系统的维护与改造。通过处理工艺流程的优化调整，提高污水沉降时间，三相分离器所分离原油直接进二次沉降罐，沉降除油时间由9小时增加到12小时，使来水含油由原