塔里木盆地哈得逊油田薄砂层油藏层间产吸特征及评价

塔里木盆地哈得逊油田薄砂层油藏层间产吸特征及评价

塔里木盆地哈德森油田的薄砂层是受岩石和构造控制的层压结构的油藏。油藏主要由两片含油量的油砂层组成，即2和3号油砂层，厚度分别为0.6.2.0m和1.5.1.70m。砂层之间存在分布稳定、平均厚度为3.4m的泥岩间隔。2、3号砂层平均孔隙度分别为11.8%、15.8%,平均渗透率分别为46、131mD,为中孔中低渗储层。1998年试采,2002年正式投产,2003年注水开发。整体采用大井距双台阶水平井注采井网注水开发,注水方式为边缘环状加内部点状注水。截至2011年底,该油藏共为12注22采,含水率40.3%,采出程度24.14%,累积注采比0.77。实现了连续3年30×104t高产稳产目标、连续8年年产油22×104t的较好开发效果。目前该油藏层间矛盾已逐渐显现,局部层间矛盾较突出,需开展双台阶水平井调剖先导试验,通过调整水平井吸水剖面,扩大水驱波及体积,缓解层间矛盾,更好地动用低渗层剩余油,为该油藏持续稳产奠定基础。1必要的调整和手术1.1分层注浆水驱采收率低调剖技术主要是针对储层的纵向非均质性,使调剖剂优先进入地层高渗透部位,并在预定时间内生成冻胶或固体沉淀,降低高渗透层位的渗透率,改善注水井井筒附近的吸水剖面,迫使后续注入水流动阻力增大,流向原先的中低渗透层,从而缓解纵向矛盾,增加注水波及体积,提高水驱采收率。目前,分层注水、调剖是改善储层层间矛盾的有效手段,哈得逊油田薄砂层油藏是国内首个采用双台阶水平井注水开发的超深砂岩油藏,分层注水存在较大难度:①超深水平井水平段井眼尺寸小,缺乏配套的井下工具;②水平段固井质量不合格,影响分注;③封隔器下入水平段及坐封难度大;④水平段配水器水嘴投捞测试难度大等,因此国内外鲜见相关文献报道,目前尚处于攻关阶段。而调剖工艺(笼统注入、段塞、用量、施工参数)基本成熟,是缓解薄砂层层间矛盾的重要可行手段。1.2薄砂层油藏开发后的水传统哈得逊油田薄砂层油藏层间矛盾开始显现,含水上升加快(近期含水上升率为2.94%)、平面开采不均衡(北部高含水,中部、南部中低含水),产油量递减加快。分析主要由于平面和层间孔渗饱等物性(见表1)及平面注采压差不同引起平面和层间渗流差异,导致局部井组存在单层注入水、边水突进现象;数模研究显示分层产油、产水贡献率差异较大,3号层明显较高;薄砂层油藏2、3号层2012年5月流体含油饱和度及流线分布图反映了注入水流线运动变化规律和剩余油分布特点,局部存在明显差异(见图1)。(1)部分新钻井测井资料反映薄砂层2、3号层水淹程度差异加大,且B34H井附近2、3号层剩余油潜力均较大对比薄砂层油藏含油边界内2008-2012年13口完钻井2、3号层测井解释成果发现:①3号层水淹程度、水淹速度整体大于2号层,其中11口井3号层含油饱和度小于2号层;平均开发6.9年后,9口井3号层含油饱和度下降值(20%)大于2号层下降值(7%),见表2,表明薄砂层油藏开发后层间水淹程度差异在进一步加剧;②东南部B34H井区除了3号层水淹程度高于2号层,两层剩余油均有较大潜力,详见表2中A88-1H井含油饱和度,含油饱和度(So)均接近原始值。(2)示踪剂监测资料反映不同注采井组受效状况差异较大薄砂层油藏共有12个注采井组,12注(开井12口)22采(开井21口)。截至2011年底,井间示踪剂监测资料显示,9个井组15井次油井见到显示,周期为198～445天,回采率为1.17%～10.45%,示踪剂推进速度2.54～4.23m/d(井距按水平段中点计算),表明注采受效状况差异较大。(3)水驱前缘监测反映薄砂层2、3号层注水推进状况有差异依据薄砂层油藏2008年7口双台阶水平井2、3号层水驱前缘(只代表含水率90%～95%等值线)叠合图分析,部分井组的注水优势方位、波及长度与宽度、波及面积等存在明显差异,表明层间注水推进状况差异较大。(4)部分双台阶水平井吸水剖面资料反映薄砂层2、3号层间矛盾明显截至2011年底,薄砂层油藏8口双台阶水平井共完成了5口6井次吸水剖面测井,部分井2、3号层吸水比例不合理,影响分层剩余油动用。其中B34H井的吸水剖面资料反映2号层5199-5292.8m吸水12.3m3、占17.6%,3号层5420.6-5449.4m吸水57.7m3、占82.4%,见图2,与设计2、3号层吸水比例分别为35%、65%相比差异较大,表明3号层吸水量过大。(5)数模显示局部叠合区层间剩余油分布存在差异数模研究结果显示,薄砂层油藏2、3号层目前采出程度相近,分别为21.69%、22.31%。但剩余油含油饱和度及储量丰度图显示,局部叠合区层间存在较大差异,尤其2号砂层水淹程度相对较低,需要对局部储量潜力较大的井组通过调剖等技术改善层间矛盾、挖潜剩余油。以B34H井组为例,在井组控制范围内,2号层原始储量16.47万吨,目前剩余可采储量6.02万吨;3号层原始储量20.62万吨,目前剩余可采储量4.35万吨。2调整剖面，选择钻头参数2.1分析调整注矿井内水资源量参考SY/T5588-2003行业标准,结合哈得逊油田薄砂层油藏纵向及平面渗透率、注采对应、生产状况差异及单井井况等,分析注水井的分层合理注水量需求、分层实际注水能力、调剖余地、施工风险等,同时分析对应油井层间差异、平面井间差异明确注水井调剖的影响程度。2.2调整剖面，选择钻头参数2.2.1q累积的计算分层合理注水量采用静态容积法计算,笼统注水时为分层水线推进均匀时各层累积吸水量。分层累积吸水量占全井累积吸水量之比为分层合理注水量劈分系数。第i小层的累积吸水量Qi累积的计算公式如下:Qi累积=Ai·hi·φi有效·[1-(Sor)i-(Swi)i](1)公式(1)中,Qi累积——第i小层的累积吸水量,m3;Ai——第i小层的波及面积,m2;hi——第i小层的平均油层厚度,m;φi有效——第i小层的有效孔隙度,f;(Sor)i——第i小层的残余油饱和度,f;(Swi)i——第i小层的束缚水饱和度,f。以上参数中,油层厚度hi、孔隙度φ等来源于测井解释资料,残余油饱和度(Sor)i、束缚水饱和度(Swi)i等来源于分层相渗曲线。2.2.2双台阶水平井34h井按以上条件初步优选的调剖井为薄砂层油藏东南部的双台阶水平井B34H井,该井2008年3月15日投注,对CⅠ+Ⅱ射孔130.5m/3层完井,2011年5月28日不动管柱酸化。(1)井内注采对比①注水井B34H井纵向物性差异大:2、3号层油层垂厚分别为1.2、1.8m,渗透率分别为22.1、92.8mD,含油饱和度分别为50%、45%,水平段有效油层长度分别为90.5、40.0m。②注水井B34H井存在高吸水层段:2011年6月12日吸水剖面资料反映层间矛盾突出,2、3号层日注水量劈分系数之比为0.18:0.82,与合理累积注水量劈分系数之比0.35:0.65差异大,3号层吸水量明显偏高,数模累积注水量劈分系数之比(0.26:0.74)也验证了这一点。③动、静态显示B34H井与B405H、B14H存在注采对应关系,且油井产状差异大:B34H井投注后B405H井增油控水效果明显,B14H井生产状况反而变差;目前注采压差及差异较大,B34H井地层压力47.42MPa,油井B405H、B14H井地层压力分别为38.98、41.61MPa。④B34H井况好,吸水剖面资料显示射孔层上下层段无漏失,调剖层上下夹层无窜通。(2)调剖方案b:“工程”a公式,以“四水”为例见表3①注水井B34H井3号层吸水能力大于需求(2、3号层劈分系数分别为0.35、0.65),建议下调该层注水量(在1年有效期内,按数模结果应从0.74调为0.35,按吸水剖面资料则从0.82调为0.09),按总量不变原则,2号层则相应上调注水量。其中,劈分系数的调整公式如下:bi=(bi2·W2-bi1·W1)/(W2-W1)(2)W2-W1=365Q·t/10000(3)公式(2)、公式(3)中各变量为:bi——开始调剖至调剖有效期结束期间单层i的注水劈分系数,f;bi1——投注至开始调剖期间单层i的注水劈分系数,f;bi2——投注至调剖有效期末期间单层i的合理注水劈分系数,f;W1——投注至开始调剖时的合层总累积注水量,104m3;W2——投注至调剖有效期末的合层总累积注水量,104m3;Q——开始调剖至调剖有效期结束期间的合层配注量,m3/d;T——调剖有效期(本次研究暂取1a),a。②泵压、油压之间有5.6MPa上调空间,目前油压低于破裂压力5.3MPa,调剖后适当提高井口注水压力可以完成配注,对套管质量影响也不大。但井口注入水水质中悬浮固体含量、粒径中值、CO2共3项指标超标,可能对调剖后效果评价有一定干扰。③薄砂层油藏1、2、3号层之间固井质量不合格,提高了调剖施工工艺要求,需精心编制实施方案,确保调剖剂(堵剂)进入预定目的层。④注水井调剖对油井有利:加强2号层能量补充,提高产能。对应油井B405H、B14H井的3号层均为主力产水层(见表4),调堵B34H井3号层,同时保持总配注量不变,则2号层产能发挥更好,对减缓油井含水上升速度有较好作用,尤其对前期注水调整效果较差、井组内产油贡献率较高的B14H井的控水增油有积极作用。⑤B34H注水井组调剖效果预测:数模预测15年末期累计增产油0.51万方,其中油井B405H累计增油0.18方、B14H累计增油0.32万方。(3)号层与实测资料的吸水能力动态变化B34H数模与实测资料一致,两次实测资料趋势一致,且数模预期调剖效果较好,推荐实施调剖。其余7口双台阶水平井暂不调,原因为:①B24H数模与实测资料均反映3号层吸水能力过高,但2号层渗透率好于3号层,与调剖目的矛盾;②B25H数模结果与合理值接近,但两次实测资料明显矛盾;③B16H数模与实测资料矛盾;④B11H井数模与实测资料差异大,且4次实测资料反映3号层吸水能力明显下降甚至低于合理值,与调剖目的矛盾;⑤B5H井实测资料与合理值一致,也与数模结果相近;⑥B22H井虽实测资料显示3号层需调剖,但数模结果与合理值一致;⑦B27H井缺实测吸水剖面资料验证,且需落实套损堵漏封隔器的失封问题。3工艺方案的演示3.1无机凝胶涂层体系目前调剖工艺(笼统注入、段塞、用量、施工参数)基本成熟,经过调研、实验室论证,结合哈得逊油田薄砂层油藏环境条件:高温(120℃)、高矿化度(24.8～28.5×104mg/L)、高成垢离子(Ca2+离子19～21×104mg/L,Mg2+离子14～18×103mg/L),推荐采用本源无机凝胶涂层体系(OMGL)开展水平井调剖先导试验。作用机理是:该体系利用油藏高矿化度地层水的本源成垢离子(Ca2+、Mg2+)就地生成复合硅酸盐无机凝胶,无机凝胶通过-Si-O-Si-键在岩石骨架表面可形成有效涂层,见图3,涂层厚度及致密度等与涂层作用时间及次数有关,从而降低高渗层渗透率,降低流动通道渗流能力,堵而不死,改善吸水剖面、提高注入水的波及范围,从而改善水驱开发效果。作用机理示意图3.2调剖层孔隙度测定初步设计B34H井采用笼统注入调剖工艺,目的层为薄砂层油藏3号层。水平井段注入调驱化学剂涂层平面图见图4,调剖注入体积的计算详见公式(4)。V=α(L×2r+π×r2)×h×φ(4)式中:V为注入体积,m3;α为修正系数,取1.1;L为调剖层水平段有效长度,取40m;h为调剖层垂直厚度,取1.8m;φ为调剖层平均孔隙度,取0.156;r为调剖剂放置半径,取200-250m。按公式(3)计算B34H井调剖注入体积为3074-4153m3岩心驱替实验表明,多段塞交替注入该调剖剂,高渗岩心中的沿程涂层封堵效果好,多次涂层将逐渐使高渗透部位渗透率降低。现场实施时将挤注3个OMGL浓度为20%的浓缩液段塞,每个浓缩液段塞注完后挤注清水和地层水稀释,注入排量约80～120m3/d,现场可根据注入压力变化及时调整。施工中存在的风险之一是,行业标准要求挤注压力控制在大于高渗透层、小于低渗透层启动压力范围内,但薄砂层油藏超深双台阶水平井难以测取分层启动压力,部分调剖剂可能会挤入低渗透层,对调剖效果有一定影响,因此需要预防调剖剂对非目的层的伤害。4通过书面控制配置条件和影响评估方法4.1做好材料输送工作在调剖过程中,通过注入井和对应油井的动态(压力、注入液与产出液中化学剂浓度、产液量、含水率等)监测与分析,及时调整配方并为后期现场试验效果评价提供依据。结合薄砂层油藏现场实际情况,共需录取4大类资料:①注水井录取施工前后的吸水剖面、井口压降曲线、注水指示曲线、压力降落等资料,比较调剖对水流优势通道的封堵效果;同时还要录取施工监测资料,包括试验压力和注入量,调剖体系配制用料记录,注入化学剂浓度记录、质量检测,调剖剂取样观测成胶情况和稳定性等,明确设计执行情况及下步调整要求。②油井录取施工前后的产液剖面(机采井需特殊工艺)、井口产液状况、井筒压力液面变化情况等资料,了解调剖对井组内油井生产的影响程度。③注入液、产出液检测:实现施工全过程质量控制和实施后的跟踪评价。4.2井-水-井-水共体井