飞雁滩注采井网评价

飞雁滩注采井网评价

飞雁滩油田构造位于济阳坳陷丧失的聚吡咯以东北坡带。主要由汤陶组组成，具有高渗透性、正韵、平面不规则等特点。2000年至2006年注聚开发已进入后聚水驱阶段,目前开发中存在的主要问题是主力层局部注采井网不完善,储量动用程度低,地层能量水平低,单井液量低。主河道部位油井见效快、采出程度高、后续水驱含水上升快、产量递减大。在进行剩余油和合理注采比研究的基础上,实施局部完善注采井网、调剖、增注、分注等综合治理措施,有效地提高了储量动用程度、改善了开发效果,获得了较好的开发效果和经济效益。1油层系及水驱技术模式飞雁滩油田位于黄河故道入海口附近,构造上位于沾化凹陷埕东凸起北斜坡带,是在中古生界局部低隆起的背景上形成的第三系上馆陶组浅层构造岩性油藏。构造上西高东低,地层平缓,地层倾角0.4~1.6度,油藏埋深1228~1342m,含油层系为上第三系馆陶组,主力层系Ng17,含油层系较单一,平面上叠合连片。该区属曲流河相沉积,河道充填微相和点砂坝微相油层相对发育。储层物性好,平均孔隙度34.0%,渗透率3017×10-3um2,原油性质较差:地下原油粘度54.7mPa.s,地层水水型NaHCO3,总矿化度4780mg/L。飞雁滩馆陶于1991年投入滚动开发,1992年采用反九点注采井网转入水驱,主要经历了产能建设阶段、产量递减阶段、聚合物驱阶段、后续水驱阶段四个阶段。注聚区含油面积12.4Km2,有效厚度5.8m,地质储量1439×104t。于2000年11月开始注聚,至2006年9月转后续水驱。累注干粉16663t,段塞(0.328/0.299)0.317PV,总量595PV.mg/l。2注采井网不完善(1)局部注采井网不完善,储量动用程度低。飞雁滩油田主力层Ng17层由于套损、高含水等原因停产井多,动态油水井井数比1:1.8,平均井距383米。由于平面非均质性严重导致各沉积相带井网状况差异大。位于主河道、点砂坝沉积微相的埕118块、埕126块平均井距252米,井网密度15.7口/Km2,采出程度40%。而河漫滩沉积的西部薄层注采井网不完善,储量动用状况差。该部位油层薄,平均井距376m,对应率67%,采出程度达14.1%,地层总压降3.1MPa,平均动液面1126m。该部位由于储层物性差、储量控制差、油井产液低、注采井距大导致注水见效缓慢。(2)地层能量水平低,单井液量低。飞雁滩油田Ng长期采用低注采比注水,压降保持在2.5MPa,1999~2000年上半年曾通过提高注水量使地层压力有所恢复,但注聚后地层压力水平再次下降。2006年9月转水驱后,通过提高注采比使地层能量下降趋势有所减缓,但目前地层压降仍高达2.6MPa,地层能量保持水平79.8%,平均动液面835m,累积亏空559×104m3。飞雁滩油田Ng目前单井日液水平42t/d,按照含水与无因次采液指数的关系值计算,当前单井日产液量应为91.5t/d。理论值与同类型油藏相差较大。3注采比和剩余油分布规律(1)后续水驱合理注采比研究。由于目前地层能量保持水平低,借鉴相似油田开发经验,需要提高注采比为提液创造条件,因此开展注采比研究。根据物质平衡原理,利用目前的开发规律计算2009~2014不同年注采比条件下地层压降。注采比>1,地层压降逐步回升,注采比在1.2~1.3,5~6年内地层压力恢复到原始压力(图1)。飞雁滩目前地层能量比较低,为了逐步恢复地层能量以提液,同时考虑到注采比>1.1后,提高采收率下降幅度变大,因此注采比确定为1.2。而各个沉积相带注采比应区别对待,主河道高渗透部位地层能量相对高、油井累采多、含油饱和度低、大部分含水已回返,井组注采比控制在0.85~0.9。油井液量也较低,为补充地层能量,提高油井产液能力,注采比大于1。(2)剩余油分布规律研究。应用实际生产动态资料、动态监测资料、结合数值模拟技术,分析评价了剩余油分布状况。层间剩余油分布在原始地质储量大的油层和层间矛盾形成的剩余油富集层。平面剩余油分布受相带控制、注采井网的完善程度、储层的非均质等因素的影响。目前的剩余油饱和度一般在40%~50%之间,剩余油饱和度大于50%的区域面积小且分散。其中主力层Ng17层采出程度39%,剩余油饱和度平均为38%,剩余储量丰度40×104~100×104t/Km2,剩余油富集区主要位于油层的边角区域(井网控制程度低,动用程度相应较低)以及局部井网控制程度差、注采井网不完善区域,采出程度低、水淹程度低,如中西部决口扇、泛滥平原区域。4日聚体压缩回采期内保水技术(1)局部完善注采井网,提高储量动用程度。转后续水驱后,为了完善注采井网,提高储量动用程度,实施新油井2口,更新水井1口,油井转注9口,对应油井32口,24口油井见效,日增液254.5t/d,日增油159.6t/d,含水下降11.2%,累增油1.6×104t,区块层数对应率由88%上升到89.3%,厚度对应率由88.5%上升到89.6%。(2)提高注采比,补充地层能量。转后续水驱初期控制注采比到0.8,综合含水下降由82.1%下降到80.1%,日油水平由672t/d上升到757t/d,上升85t/d,三个月后含水上升加快,地层能量下降,注采比提升到1.0,从而保证了飞雁滩能量稳定,动液面稳中有升。下步继续提高注采比到1.2,为整体提液奠定基础。(3)水井综合治理,减缓油田平面矛盾。针对水井出砂套损、高压等导致注水效果差,采取综合治理改善注水效果。(1)实施增注措施。地面增压泵增注5口井,增注后单井油压由13.1兆帕上升到15.7兆帕;平均日注由27立方米上升到104立方米。(2)冲换31口井,平均单井增加注水34m3/d,对应油井见效19口,日增油20.1吨,累增油1021吨。(3)通过大修4口增加水量150m3/d。(4)对层间矛盾大的井实施分注,减缓层间矛盾。转后续水驱后,对多层合注井全部录取了吸水剖面资料,认真分析油层物性并结合周围油井生产动态,对层间矛盾突出的井进行换管分注,目前已实施6口井,实施分注后,水井吸水结构改善,油井含水下降。(5)对厚层低压井调剖,防止注入水突进。为控制注入水突进,减缓层内矛盾,根据吸水剖面测试资料,结合水井的注入压力和注水量,对油层厚度大、注入压力低的井进行调剖。选择有明显突进条带、视吸水指数较大(大于9.0m3/d/MPa)的中心井调剖15口。调剖后,平均注水压力升高1.4MPa,视吸水指数降低2.6m3/d·MPa,对应油井含水下降。(6)有效利用地层能量,实施大泵提液。依据剩余油分布规律和能量保持状况,转后续水驱后及时提液。2007~2008年实施大泵提液27井次,提液后日液增加1257吨,日油增加178吨,综合含水下降1.1%,累增油5.3×104吨。如埕126-7-6井,位于油水过度带附近,2006年10月补开Ng14+5层,日油由3吨上升到39吨,动液面一直在井口,2007年换螺杆泵提液,日油由14t/d上升到9