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【摘要】根据大芦湖油田的地质特征,结合生产实际,探讨提高裂缝性低渗透油藏开发中后期采收率的新方法。在早期注水无井开采井区,由于注水补充地层能量,使地层压力升高,这样油井补孔时产量可以得到提高,运用物质平衡方法计算,在早期注水无井开采井区地层压力一般可以升高2-3MPa,在保持相同流压的情况下,压差可以增大2-3MPa,如果按正常生产压差13MPa计算,则产量可以比原始地层压力条件下提高15%,具有不压裂投产的可能性。
【关键词】大芦湖 低渗透 新技术 不压裂投产
1 油藏地质简况
大芦湖油田地理位置位于山东省高青县东北部,构造位置位于东营凹陷博兴洼陷西北部,正理庄——樊家鼻状构造北端。1991年投入开发,同年转入注水开发。主力含油层系为沙二、沙三中、沙三下,探明含油面含油面积55km2,地质储量3851万吨。平均孔隙度为14.8%,平均渗透率5.7×10-3um2,有效渗透率仅3.4×10-3μm2。存在问题一是无自然产能,压裂后产量递减快;二是 剩余油分布零散;三是受裂缝影响,油水井井间窜流严重,主力开发层系综合含水已高达80%以上,且层间水淹状况不均。
2 开发中存在问题
传统观点认为:大芦湖属低渗透油田,只有经过压裂改造油井才具有一定的产能,所以大芦湖油田投产的油井基本上是口口压裂,而在油田后期开发中却暴漏出以下三点问题。
2.1 平面上:人工裂缝发育、油井注水见效快,见水后含水上升快,产量递减快,控水稳油难度大
由于低渗透油藏投产初期一般都采取压裂改造,油水井间裂缝发育,注水后油井见效快,但见效后油井含水上升比较快,无因次采液、采油指数大幅度下降,产量递减较快,年递减率达到15%以上,且油水井间容易形成窜流,造成注水利用率低,注采调配效果不明显,给控水稳油带来很大的难度。2.2 纵向上:裂缝窜层严重,后期的调整和挖潜难度大
对于早期单采S3Z43层的井,后期卡封补孔压裂挖潜S3Z44、42层时,油井基本全是高含水,统计层间挖潜共计实施了6口井只有3口井有效,措施有效率只有50%,从无效的3口井的的液量、含水及水分析资料来看,均与卡封补孔前一样,说明层间已经压窜,导致层间挖潜难度加大。
2.3 储量动用程度低,层内、层间动用不均衡
由于油层厚度大,含油砂体个数多,投产时仅射开部分小层,而后期补孔压裂挖潜易压窜,措施效果差,导致部分储量得不到有效动用,如:樊29块有42、43、44、45含油小层,投产初期多数井仅射开43、44层, 42层未动,但后期补孔压裂挖潜效果差,因此导致42层100万吨储量到目前仍旧得不到有效动用。另外,由于层内、层间非均质性严重,注水过程中层内吸水也不均衡,这势必造成层内、层间动用的不均衡。
3 开发技术创新
针对厚层低渗透油藏层内、层间挖潜难度大,储量动用程度低的问题,近两年我们以开发认识为突破口,加大技术创新力度,在层内、层间的挖潜上取得了一定的成效。
从油田开发中存在的问题可以看出,控水稳油难度大、层间挖潜难度大等问题主要是由于投产初期进行了压裂改造,后期挖潜时进行压裂导致层间压窜,如果后期挖潜时不进行改造这一问题就可以避免。那么后期挖潜不进行压裂改造是否可行呢?不压裂能否获得经济产能呢?我们从注水、地层能量等方面进行论证:
3.1 不压裂水井能注水,油井有产能
部分水井在转注时没有采取油层改造措施,我们对这些井的注水压力及吸水状况进行了比较分析,从注水压力上看,不压裂的注水井其启动压力高,但在稳定期的注水压力与压裂井差别不大,4组的压力在24-27Mpa,5组的注水压力在29-31MPa;从吸水指数上看,不压裂井的吸水指数在2.1~4.0 m3/d.Mpa,压裂井的吸水指数在4.8~5.7m3/ d.MPa,二者的注水压力相差不大,吸水指数有所差别,但均能满足注水的需要,且不压裂井的水驱效果好,不存在裂縫的窜流问题。
根据油藏吸水指数与采油指数间的关系式,不压裂油井的比采油指数为:0.091t/(d.MPa.m),为压裂井的0.168t/(d.MPa.m)的54%,即在相同生产压差的条件下不压裂井产量为压裂井产量的54%,统计10口压裂井稳定生产时平均产量为11吨,因此如果油井不压裂平均产量可以达到 5.9t/d,与4口早期试油不压裂井平均单井日产5.4吨基本吻合。3.2 早期注水井区,地层压力升高,可以有效提高油井产量
在早期注水无井开采井区,由于注水补充地层能量,使地层压力升高,这样油井补孔时产量可以得到提高,运用物质平衡方法计算,在早期注水无井开采井区地层压力一般可以升高2-3MPa,在保持相同流压的情况下,压差可以增大2-3MPa,如果按正常生产压差13MPa计算,则产量可以比原始地层压力条件下提高15%。对早期注水且不压裂的F9-512井组,我们应用物质平衡方法计算了樊9-512井组樊8-14未开采井区在2004.9的地层压力,首先计算了要保持F10-511当时地层压力所需水量,剩余注水量为樊8-14井区补充能量。
应用公式计算得到需要保持地层压力且达到了注采平衡所需水量为24240m3,而井组已经累注了25340m3,多注水量1100m3,多注水量增加无采油井区的地层能量,通过计算在当前压降为9Mpa时,无采油井区较原始地层压力升高2Mpa,充分证明了早期注水后,无采油井区较原始地层压力有所升高。按这一压力计算,生产压差可以达到15Mpa左右,按采油指数0.109 t/(d.Mpa.m)计算,则不压裂时初产可以达到7.5t左右。
以上论述可以看出,注采完善井区不压裂可以获得一定的产量,那么后期层间不压裂挖潜是否存在窜层的问题呢?为此,我们对裂缝的监测结果进行了统计,结果为:压裂裂缝在纵向上向上可以延伸1米,向下最大可以延伸12米,向下延伸长度大主要因为层内延伸为主,因此隔、夹层厚度在5m以上时基本不会存在窜层的问题,井网完善已注上水的井区进行挖潜时不压裂投产在理论上是可行性。
4 结论
厚层块状低渗透油藏,开发中后期顶部剩余油较丰富,实施超前注水,层压力有所升高,可以通过补孔、侧钻、水平井等技术进行不压裂投产,对提高二次采油阶段的采收率具有较大意义。
参考文献
[1] 葛家理,主编.油气层渗流力学[M].北京:石油工业出版社,1982
[2] 薛定谔 A E 著.多孔介质中的渗流力学[M].王鸿勋,张朝琛,孙书琛译.北京:石油工业出版社,1982
[3] 陈月明,主编.油藏数值模似基础[M].山东东营:石油大学出版社,1989
【关键词】大芦湖 低渗透 新技术 不压裂投产
1 油藏地质简况
大芦湖油田地理位置位于山东省高青县东北部,构造位置位于东营凹陷博兴洼陷西北部,正理庄——樊家鼻状构造北端。1991年投入开发,同年转入注水开发。主力含油层系为沙二、沙三中、沙三下,探明含油面含油面积55km2,地质储量3851万吨。平均孔隙度为14.8%,平均渗透率5.7×10-3um2,有效渗透率仅3.4×10-3μm2。存在问题一是无自然产能,压裂后产量递减快;二是 剩余油分布零散;三是受裂缝影响,油水井井间窜流严重,主力开发层系综合含水已高达80%以上,且层间水淹状况不均。
2 开发中存在问题
传统观点认为:大芦湖属低渗透油田,只有经过压裂改造油井才具有一定的产能,所以大芦湖油田投产的油井基本上是口口压裂,而在油田后期开发中却暴漏出以下三点问题。
2.1 平面上:人工裂缝发育、油井注水见效快,见水后含水上升快,产量递减快,控水稳油难度大
由于低渗透油藏投产初期一般都采取压裂改造,油水井间裂缝发育,注水后油井见效快,但见效后油井含水上升比较快,无因次采液、采油指数大幅度下降,产量递减较快,年递减率达到15%以上,且油水井间容易形成窜流,造成注水利用率低,注采调配效果不明显,给控水稳油带来很大的难度。2.2 纵向上:裂缝窜层严重,后期的调整和挖潜难度大
对于早期单采S3Z43层的井,后期卡封补孔压裂挖潜S3Z44、42层时,油井基本全是高含水,统计层间挖潜共计实施了6口井只有3口井有效,措施有效率只有50%,从无效的3口井的的液量、含水及水分析资料来看,均与卡封补孔前一样,说明层间已经压窜,导致层间挖潜难度加大。
2.3 储量动用程度低,层内、层间动用不均衡
由于油层厚度大,含油砂体个数多,投产时仅射开部分小层,而后期补孔压裂挖潜易压窜,措施效果差,导致部分储量得不到有效动用,如:樊29块有42、43、44、45含油小层,投产初期多数井仅射开43、44层, 42层未动,但后期补孔压裂挖潜效果差,因此导致42层100万吨储量到目前仍旧得不到有效动用。另外,由于层内、层间非均质性严重,注水过程中层内吸水也不均衡,这势必造成层内、层间动用的不均衡。
3 开发技术创新
针对厚层低渗透油藏层内、层间挖潜难度大,储量动用程度低的问题,近两年我们以开发认识为突破口,加大技术创新力度,在层内、层间的挖潜上取得了一定的成效。
从油田开发中存在的问题可以看出,控水稳油难度大、层间挖潜难度大等问题主要是由于投产初期进行了压裂改造,后期挖潜时进行压裂导致层间压窜,如果后期挖潜时不进行改造这一问题就可以避免。那么后期挖潜不进行压裂改造是否可行呢?不压裂能否获得经济产能呢?我们从注水、地层能量等方面进行论证:
3.1 不压裂水井能注水,油井有产能
部分水井在转注时没有采取油层改造措施,我们对这些井的注水压力及吸水状况进行了比较分析,从注水压力上看,不压裂的注水井其启动压力高,但在稳定期的注水压力与压裂井差别不大,4组的压力在24-27Mpa,5组的注水压力在29-31MPa;从吸水指数上看,不压裂井的吸水指数在2.1~4.0 m3/d.Mpa,压裂井的吸水指数在4.8~5.7m3/ d.MPa,二者的注水压力相差不大,吸水指数有所差别,但均能满足注水的需要,且不压裂井的水驱效果好,不存在裂縫的窜流问题。
根据油藏吸水指数与采油指数间的关系式,不压裂油井的比采油指数为:0.091t/(d.MPa.m),为压裂井的0.168t/(d.MPa.m)的54%,即在相同生产压差的条件下不压裂井产量为压裂井产量的54%,统计10口压裂井稳定生产时平均产量为11吨,因此如果油井不压裂平均产量可以达到 5.9t/d,与4口早期试油不压裂井平均单井日产5.4吨基本吻合。3.2 早期注水井区,地层压力升高,可以有效提高油井产量
在早期注水无井开采井区,由于注水补充地层能量,使地层压力升高,这样油井补孔时产量可以得到提高,运用物质平衡方法计算,在早期注水无井开采井区地层压力一般可以升高2-3MPa,在保持相同流压的情况下,压差可以增大2-3MPa,如果按正常生产压差13MPa计算,则产量可以比原始地层压力条件下提高15%。对早期注水且不压裂的F9-512井组,我们应用物质平衡方法计算了樊9-512井组樊8-14未开采井区在2004.9的地层压力,首先计算了要保持F10-511当时地层压力所需水量,剩余注水量为樊8-14井区补充能量。
应用公式计算得到需要保持地层压力且达到了注采平衡所需水量为24240m3,而井组已经累注了25340m3,多注水量1100m3,多注水量增加无采油井区的地层能量,通过计算在当前压降为9Mpa时,无采油井区较原始地层压力升高2Mpa,充分证明了早期注水后,无采油井区较原始地层压力有所升高。按这一压力计算,生产压差可以达到15Mpa左右,按采油指数0.109 t/(d.Mpa.m)计算,则不压裂时初产可以达到7.5t左右。
以上论述可以看出,注采完善井区不压裂可以获得一定的产量,那么后期层间不压裂挖潜是否存在窜层的问题呢?为此,我们对裂缝的监测结果进行了统计,结果为:压裂裂缝在纵向上向上可以延伸1米,向下最大可以延伸12米,向下延伸长度大主要因为层内延伸为主,因此隔、夹层厚度在5m以上时基本不会存在窜层的问题,井网完善已注上水的井区进行挖潜时不压裂投产在理论上是可行性。
4 结论
厚层块状低渗透油藏,开发中后期顶部剩余油较丰富,实施超前注水,层压力有所升高,可以通过补孔、侧钻、水平井等技术进行不压裂投产,对提高二次采油阶段的采收率具有较大意义。
参考文献
[1] 葛家理,主编.油气层渗流力学[M].北京:石油工业出版社,1982
[2] 薛定谔 A E 著.多孔介质中的渗流力学[M].王鸿勋,张朝琛,孙书琛译.北京:石油工业出版社,1982
[3] 陈月明,主编.油藏数值模似基础[M].山东东营:石油大学出版社,1989