黄3区注水开发中的问题及对策

黄3区注水开发中的问题及对策

1砂体及储层特征吉旗油田黄位于陕西省宁夏自治区盐池县和陕西省定边县。在地质构造上，它位于鄂尔多斯盆地伊山斜坡的西缘，约170公里2米。三叠系延长组自下而上分为10个油组,其中长8油层组发育着重要的含油层系,是本区的主力油组。黄3区长8油藏为湖相三角洲前缘亚相沉积,主力储层长81位于水下分流河道主体带上,呈南东-北西向展布,宽度3km~5km,平均砂层厚度14.6m,纵向上、平面上分布稳定,但储层非均质性较强,层内层间差异较大。储层岩性主要为细砂岩、中-细砂岩、粉-细砂岩,矿物成分主要为岩屑质长石砂岩、长石砂岩,次为长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩,成分和结构成熟度中等-好,孔隙结构以小孔细喉的粒间孔、长石溶孔和岩屑溶孔为主,平均面孔率3.3%,平均孔径为10~120μm。岩心分析数据统计表明储层平均孔隙度为7.1%,平均渗透率为0.39×10-3μm2,为典型的“低孔-特低孔、低渗~超低渗”储层。黄3区长8油藏从2010年开始大规模投产开发,采取菱形反九点注水井网,井距480m、排距150m、井排方向NE70°,注水方式采用超前注水。截至2014年6月,共投产采油井406口,注水井137口,动用地质储量1422.31×104t,日产液水平1166m3,日产油水平628t,累计产油84.48×104t,综合含水46.14%;平均日注水量3698m3,累计注水量292.46×104m3;月注采比为1.80,累积注采比为1.96。2黄3区8油藏开发效果评价应用长庆油田低渗透油藏开发水平分类分级评价标准,分别选择12项具有代表性的评价指标即:平均渗透率(mD)、面孔率(%)、水驱储量动用程度(%)、水驱储量控制程度(%)、存水率(%)、地层压力保持水平(%)、地质储量采油速度(%)、自然递减率(%)、综合递减率(%)、含水上升率(%)、动态采收率(%)、注水井分注率(%),对黄3区长8油藏的开发效果进行综合评价,得出黄3区的开发水平整体属于Ⅲ类(表1、表2),开发效果较差。影响区块开发效果的主要因素除了储层有效厚度,孔隙度、渗透率以及面孔率等基本储层特征外,主要受区块注采井网,压力系统以及水驱状况等方面的影响。2.1黄3井区水驱控制程度低,地层效益突出水驱储量控制程度是直接影响采油速度,含水上升率、储量动用程度、最终采收率等的重要因素。黄3井区井网不完善或者注采层位不对应井较多(图1),导致部分油井有采无注或有注无采,注水效果差,水驱控制程度低,油井长期不见效,区块见效程度低,2013年水驱控制程度仅为90.2%,水驱动用程度为63.5%(表3)。2.2压力叠加原理在注采井注采动低渗透油层要建立有效的驱替压力系统,必须使油水井之间的驱替压力梯度大于启动压力梯度。鄂尔多斯盆地低渗透油藏启动压力梯度有以下公式确定:将对应的数据做成图版如下(图2):应用压力叠加原理确定地层中任一点驱动压力梯度:黄3井区长8油藏原始地层压力21.74MPa,最小驱动压力梯度为0.04MPa/m,油层最大启动压力梯度为0.054MPa/m,驱动压力梯度无法完全克服启动压力梯度,注采井之间有一部分油层不能被驱替,未能很好地建立有效压力驱替系统(图3)。2.3低渗段喷射的乳液黄3区长8油藏由于储层非均质性强,纵向渗透率分布不均以及微裂缝发育,部分水井吸水不均现象较为严重,注入水主要沿高渗段驱替,低渗段动用程度低,易造成单层不吸水或尖峰状、指状吸水的状况。统计2011年-2013年吸水剖面共95口,其中吸水不均井28口(占29.5%),其中层间吸水不均16口,层内不均12口,水驱状况较差,水驱动用程度仅为63.5%(图4、图5)。3关于绩效评估的开发3.1合理分布开发特征在储层精细地质研究的基础上,结合区块开发动态特征,以井组为基本单元,将储层特征相似、开发特征相同的区域划分为一个注水单元,并以合理开发技术政策界限研究为依据,分别制定开发技术政策,实施精细注采调控。3.1.1黄3井区注采井距和油藏参数法调整这里主要采用采油速度法、注采井距法,综合分析这三种方法求取合理的注水强度。方法一:采油速度法利用注水强度与采油速度的关系计算:黄3井区的孔隙度8.0%,采油速度为1.12%,综合含水为35.8%,注采井数比为0.26,油藏含有面积为28.3km2,通过采油速度法计算得出黄3合理的注水强度为1.57m3/(m·d)。方法二:注采井距法利用注水强度与注采井距的关系计算:利用注采井距法得出黄3井区合理的注水强度为1.63m3/(m·d)。方法三:利用实际油藏参数计算在考虑启动压力梯度影响时,注水井注水强度公式为:黄3井区井网面积为28.3km2,地层水体积系数为1,地层水粘度为1,油井半径为0.16m,通过实际油藏参数法计算得出黄3井区合理的注水强度为1.82m3/(m·d)。综合考虑采油速度法、注采井距法和油藏参数计算法计算出的合理井网密度分别为1.57m3/(m·d)、1.63m3/(m·d)和1.82m3/(m·d),最终的黄3井区合理的注水强度范围为1.57-1.82m3/(m·d)。黄3井区目前的注水强度为1.32m3/(m·d),与合理的注水强度范围相比偏低。3.1.2地层压力范围主要采取矿场统计法和静水柱压力法,确定黄3井区合理的地层压力。方法一:矿场统计法通过绘制黄3井区压力保持水平与单井日产油量关系曲线可以看出(图6),当黄3井区压力水平保持在18.2~22.3(84~102.6%)时,单井产油量相对较高,所以由矿场统计法确定出黄3井区合理的地层压力范围是18.2~22.3(84~102.6%)。方法二:由合理压力保持水平与含水率之间关系确定黄3井区目前的含水率为42.2%,采油速度为1.61%,因此,根据合理压力保持水平与含水率关系绘制出的图版(图7)可以得出该井区合理的地层压力取值为22.1MPa(101.8%)。方法三:根据静水柱压力确定合理地层压力根据所研究油藏的油层中部深度折算成对应高度的静水柱压力,取该压力的80%就可以得到合理地层压力(表4)。综合考虑矿场统计法、合理压力保持水平与含水率之间关系确定法和根据静水柱压力确定合理地层压力这三种方法,最终的黄3井区合理的地层压力值分别为15.79~19.38MPa(88%~108%)、22.6MPa(104.1%)、22.6MPa(104.1%),由此确定出黄3井区最终的合理压力取值范围为18.2~22.6(84~104.1%)。3.1.3黄3区油藏开发设计综合区块的储层特征,开发特征,并针对影响黄3区稳产的主控因素,将黄3区主力油层长811细分为5个注水单元,分区进行开发技术政策优化,缓解开发矛盾,提高油藏开发效果(表5)。3.2精细分层注水，缓解剖面矛盾针对黄3区储层非均质性强,剖面矛盾突出,注采层位对应差的情况,实施精细分层注水,提高注水效率。3.2.1井组划分注意事项在精细小层对比的基础上,精细刻画单砂体,确定油水井间的砂体连通情况,为精细分层注水提供地质依据(图8)。通过地层对比将主力油层长81细化为4个小层,分别为811、812、821、822,然后结合油水井的砂体连通关系,筛选出隔夹层比较发育,具备分注条件的井组实施分注:(1)对注采层位对应的注水井直接实施分注;(2)对注采层位不对应的注水井先实施补孔再分注。目前黄3区长8油藏已实施分层注水49口,其中长811和长812分注32口,长811和长822分注17口。3.2.2确定实际生产中实际注水量对于小层水量的确定,用劈分系数法原理:利用小层劈分条件值,计算各个层的水量劈分比例动态劈分方程:式中,Yi———小层劈分条件值,由下式计算:然后根据实际生产中注水井的配注水量,应用小层水量劈分方程,确定各小层的实际注水量(表6)。4现场应用效果分析通过现场试验调整,黄3区地层压力缓慢回升,水驱动用程度明显提高,水驱剖面逐渐均匀,地递减指标逐渐变小,开发形势明显好转。4.1地层能量逐渐恢复历年测压资料统计结果表明,黄3区长8油藏地层压力逐渐回升,且压力恢复速度适中,有效的压力驱替系统正缓慢建立(图9)。4.2分层调用程度通过精细分层注水,黄3区水驱储量动用程度由63.5%上升到68.4%,且分层动用程度差异逐年缩小(图10)。从纵向吸水剖面上来看,单层吸水厚度逐年增加,尖峰状吸水或指状吸水得到明显遏制,吸水剖面明显改善(图11、图12)。4.3开发效果初步分析通过不断地注采调整,见效范围逐渐扩大,见效程度从50.5%上升到58.3%,与2012年底相比,开发效果逐渐好转。自然递减由17.3%↓10.2%,含水上升率由3.2%↓1.5%,稳产基础进一步加强。预计经过注采调整,黄3区动态采收率提高3~5%(图13)。5精细分层注采试验(1)黄3区长8油藏储层物性差,非均质强,开发过程中存在的主要问题是剖面吸水不均、水驱状况差,井网不完善或注采层位不对应、见效程度较低,地层能量不足、有效的驱替压力系统建立缓慢等;(2)确定合理的开发技术政策,对提高油田开发效果十分重要,通过矿场统计和理论计算,确定了黄3区长8油藏的合理地层压力取值范围为18.2~22.6(84~104.1%),合理的注水强度范围为1.57~1.82m3/(m·d);(3)开展精细小层对比,刻画单砂体,弄清楚各油层的侧向连通关系以及隔夹层分布是确定精细分层注水的关键;(4)通过持续的分单元注采调控和精细分层注水,黄3区开发效果明显改善,水驱动用程度稳步提高,地层能量缓慢回升,见效程度不断增大,递减明显下降。符号注释:G-为压力梯度,MPa/m;K-为渗透率,10-3μm2;Pi-为注入井井底流压,MPa;Pw-为油井井底流压,MPa;R-为油井孔隙泄油半径,m;rw-为井筒半径,m;P(r)-为平均储层压力,MPa;qi-单井注水量,m3;h-注水层厚度,m;F-油藏含油面积,km2;So-含油饱和度,%;fw-综合含水,%;m-注采井数比,无因次;Vo-采油速度,%;m-注采比,无因次;Φ-孔隙度,%;Rwo-注采井距,m;R