胜利油田飞雁滩注聚区开发效果分析

胜利油田飞雁滩注聚区开发效果分析

一、飞雁滩注聚区飞燕滩油田位于巴东突出北部的山坡上。这是一个东西向的鼻状构造。含油层系为上第三系官陶组细粘土砂岩。注聚区含油面积12.4km2,地质储量1439×104t,纵向上包括Ng14+5、Ng16、Ng17三个小层。飞雁滩注聚区自2006年9月转入后续水驱以来,综合含水快速回返,产量递减加大,尤其是部分注聚时的见效高效井,由于油水井对应关系较好,易形成大孔道,转水驱后,含水上升较快。但后续水驱阶段仍是聚合物驱主要的增油阶段,因此借鉴其他注聚油藏的开发经验,通过注采调整,提高注采比,补充地层能量,减缓飞雁滩油田的产量递减。二、聚合物驱油技术研究1.回返水气藏水驱注采调整飞雁滩油田一直采取较温和的注水方式,地层亏空大,注聚时注采比偏低。转后续水驱后,含水快速上升,地层亏空仍然较大,地层压降达2.6MPa。通过分析论证,认为含水上升是注聚后期-转后续水驱的客观规律,必须加强注水,恢复地层能量,通过提液来弥补产量的递减。转后续水驱初期为防止注入水快速突破聚合物段塞对提高采收率不利,控制注采比为0.8,含水在3个月后快速回返。针对平面矛盾突出,动液面较深,进行了水井转注、调配、冲换、分注等注采调整,注采比上升到0.92。后又根据动态需要继续提高注水量,注采比达到1.0,主河道达到1.2以上,增加日注水量2100m3,地层能量得到一定恢复,为下步提液提供了条件。2.螺杆泵提液单井投加效果根据其它注聚油藏经验,在注聚后期到转后续水驱阶段是提液效果最好阶段。经过前期的注采调整,地层能量得到有效补充,有32口井液面恢复到500m以上,因此2007年9月份,在主河道区优选了20口井螺杆泵提液,成功率90%。实施后,日增液1592t,日增油112t,含水下降0.4%,见到明显增油效果。今年又选取4口注采对应较好的井实施了电泵提液,日增油36t。如埕126-7-6井2007年10月份下螺杆泵后,日增液80t,初期日增油32t。3.水驱扰动和扰动飞雁滩经过6年注聚,聚合物粘度相对较高,携砂能力较强,很容易在注水对应关系较好油水井间形成高渗透区,造成含水快速上升,需要通过转注来改变水驱方向,扩大水驱波及体积。因此,在Ng17层东北部等注采不完善的区域转注9口井,更新水平井1口(126-P4),日注水量增加740m3,提高了水驱波及面积和储量动用程度。如埕126-6-4井转注后,对应油井126-5-XG3、126-5-X3初期均见到明显含水下降(下降6%),日增油达12t。4.面临的主要问题转后续水驱后,注水方面仍存在较多问题:(1)埕四注注水能力偏低,管网压力损失偏大(达2MPa);(2)水井均采用笼统注水,没有细分注水;(3)飞雁滩油田出砂严重,地层砂与聚合物混合后对地层有一定的堵塞;(4)部分地区注采不完善;(5)部分井层薄,欠注严重;(6)套变井较多;(7)管柱采用原注聚管柱,无法满足洗井需要;(8)注聚后,易水窜,需要调剖等等。因此,2008年3月进行了水井专项治理工作,主要通过注水管网改造来提高注水能力,并对39口井进行了冲换、细分注水和转注等工作,还在两口井上实施了双注水管柱分层的新工艺,已见到初步效果,日注水量增加820m3。5.高压充填防砂技术飞雁滩油田是典型的河流相沉积,砂体展布呈典型的河道条带状分布特征,平面相变快、物性差异大。而且埋藏较浅,地层疏松,易出砂,造成单井液量明显偏低,平均单井液量仅50t/日;液量小于20t/日的井达37口,虽然通过高压充填防砂解决了出砂问题,但无法提高液量。今年引进了压裂液高压充填防砂技术,加砂量从20t提高到40t以上,地层得到压实改造,防砂后液量有一定提高,尤其是主河道、注采完善区效果最好,共实施压裂液高压充填防砂15井次,初期日增油49.7t。如126-3-8井应用后,日液增加18t,日油上升7t。三、后续水流特征分析1.含水上升率预测飞雁滩油田见效高峰期时最低含水73.7%,转后续水驱后含水上升至81.2%,目前89%,含水上升率达到2.2%,含水上升幅度高于预测水平(图1)。注聚年增油量呈下降趋势,从2005年的20.5×104t,下降到2007年的13.6104t,转后续水驱第一年年递减达到27.6%,与其他注聚单元具有相似特征。2.地下主流口注聚前后视吸水指数的变化注入压力从2006年8月份12.4MPa下降到10.7MPa,视吸水指数从注聚前的5.3m3/d.MPa上升到7.1m3/d.MPa,这说明注水后,随着聚合物在地下残存的越来越少,注水能力在增强。3.注聚时的高浓度区随着开采时间的延长,聚合物不断采出,浓度逐步下降,注聚时的高浓度区(浓度≥600mg/l)已没有。目前见聚井数由38口井下降到33口,平均见聚浓度由563mg/l下降到248mg/l。4.转水前地层压力和内内注聚后期开始加强注水工作,经过不断调整,注采比接近1.0,地层能量保持了相对稳定,与转水驱前相比,目前地层压力基本未变(目前10.26MPa,2006.8月10.3MPa);动液面保持不变,(目前830m,2006.8月为829m);地层压降变化不大(目前2.6MPa,2006.8月为2.56MPa)。5.单井液量下降到稳定注聚后,飞雁滩油田液量不断下降,埕126块日液量由4927t下降到3055t,转后续水驱后,通过提高注采比及油井提液,液量上升到4649t/d,平均单井液量由39t/日上升到55t/日。四、对后续驱水的影响分析1.比计划2.54.转后续水驱后虽然产量递减较大,但注聚增油效果仍然较显著,2007年年增油量达到13.6104t,比计划高2.5×104t,完成计划的122%,好于预测效果(图4)。2.7年9月日油产量形势变好,正常产量和速率上升,日产量逐步提高,日产量下降,日产量下降,日产量下降,日产量下降,日产量下降,日产量下降,日产量下降,日产量下降,日产量下降,日产量下降,日产量下降,日产量下降大,日产量下降,日产量下降大,日产量下降大,日产量下降大,日产量下降大,日产量逐年上升,日产量下降,日产量下降大,日产量逐年上升,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产量持续下降,日产通