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[摘 要]林樊家油田孔店组始动于1996年,属于角度不整合油藏,油层薄且不连续,直井钻遇率低,初期平均单井日产油仅2.1吨,采出程度1.6%,开发效果不理想。2013年以来,通过加强油藏工艺一体化研究,进一步精细油藏描述,优化应用水平井分段充填技术,配套大斜度分层注水工艺,在该区块投产油井58口,日油水平209t/d。投注水井19口,日注水平719m3/d,开发效果大幅改善。
[关键词]角度不整合 出砂油藏 分层注水 采收率
中图分类号:TE249 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2016)20-0340-01
一、油藏基本概况
林樊家油田孔店组为角度不整合油藏,石油地质储量597X104吨。1983年12月开始试油,1990年3月开始试采。孔店组油层受地层剥蚀影响,油层分布在剥蚀线附近,油水关系复杂,油水界面不统一,多具边底水。地层埋藏浅易出砂,2013年以前由于防砂工艺技术不适应,导致地质储量一直未能有效动用。
二、角度不整合油藏开发技术
以一体化的运行模式加强地质、油藏、钻井、工艺、作业、注采等多家单位结合,按照一口井就是一个系统工程的理念,大力加强油藏地质研究、单井设计优化、钻井监督检查及动态跟踪调整工作,提高了单井产能,实现林中九角度不整合油藏难动储量的高效开发。
(一)精细地层对比,落实储层空间展布
通过对地震和测井资料综合分析,强化地层对比、不整合面解释等研究,将林中9块孔店组划分为14个砂层组、67个小层,主力含油小层19个、单砂体41个,建立阶梯对比模式,利用负二阶导数变换,精细刻画剥蚀面构造形态,提高该区块油藏描述精准度。同时,采取穿层水平井与巷道水平井组合的布井方式,有效解决油层钻遇率低的难题,储量控制程度达90%。
(二)强化源头设计优化,提高新井设计质量
利用数模技术和油藏工程方法,开展“七项”单井优化部署:①优化开发方式,确定采用直井在油水界面以外注水,顶部水平井产油,建立仿人工边水驱模式,最大限度控制水驱储量。②单井井型优化,优选穿层水平井和巷道水平井组合开发,穿层井既落实钻遇含油砂体露头位置,提高巷道水平井油层钻遇率,又可以有效动用孔店组非主力单砂体,提高储量控制程度。③水平井纵向位置优化,确定水平段部署在油层顶部距剥蚀面下1-2m左右,避开储层物性差的剥蚀面顶面。④水平井生产长度优化,利用油藏工程方法及经济技术界限研究方法,确定穿层水平井水平段长度600m,巷道水平井水平段长度250m至300m。⑤水平井井距优化,模拟不同井距下油井井间剩余油富集状态,确定井距250m。⑥穿层水平井射孔方式优化,针对穿层水平井合采层间矛盾突出的问题,通过不同射孔方式模拟,确定分段射孔方式。⑦注采参数优化,开展注水时机、注采井距、注采比三项数模优化研究,确定立足于早期注水,注采井距300m,第一年注采比为1.8。
(三)强化钻井跟踪调整,提高新井钻井质量
通过精细断层解释、储层预测、地层对比,优化落实各项设计参数,及时跟踪新井钻井,实现井身轨迹全过程监控,实时调整优化。优化采用FEWD/LWD随钻地质导向系统,采用滑动钻进和复合钻进两种方式施工,随时调整井斜方位,在进入靶点时,通过精确控制井斜角度、精细对比参数变化、及时反馈调整,实现钻井准确入靶。在水平段钻进环节,通过抓好稳定井斜钻进、连续落实数据变化,提高水平井油层钻遇率。 加大对钻井泥浆助剂和钻井液性能监督检测,及时抽样化验,最大程度降低储层伤害。林中九块完钻水平井水平段长度平均为384米,设计符合率达到90%以上。
(四)强化工程工艺配套,提高新井达标率
投产工艺采取分层防砂技术,穿层井采用悬挂滤砂筛管+挤压充填防砂,发挥充填效果好、密封性能高、节省作业时间、操作方便等优点。结合国内外先进经验与该区块特点,对水平井分段充填配套技术的充填滑套开关、管柱组合方式等关键环节进行创新优化,采用“刚性弹簧+弹性套”双项保险,提高充填口开关控制技术的稳定性;采用“钻完井工艺+充填滑套”优化配套,实现一趟管柱多段充填,提升单井水平段充填有效率,解决了该区块油层物性差异大、单井水平段距离长(平均254m)、常规充填工藝无法实现油层均匀改造的难题,单井日增液4.5t、日增油2.1t。
(五)配套分层注水技术,及时补充地层能量
结合不整合油藏特点,应用大斜度(最大井斜46°)分层注水工艺,保障注水效果。优化采用空心分层注水工艺,使用非金属扶正器和限流底球,保证管柱和洗井阀居中,提高管柱有效期。配套测调一体化技术,仪器一次下井即可完成所有层位测试工作,提高测调效率。控制地层出砂,采用高强度化学分子防砂材料固结地层砂,配套大斜度防返吐分层注水管柱,防止地层出砂。截至目前,该区块已投产水井16口,累计注水33.4X104m3,注采对应率、层段合格率、分注率分别达82.3%、100%、81%。同时加强新井完钻投产效果跟踪分析,及时调整油水井生产参数,保障单元产能建设效果。
三、实施效果及认识
通过井网加密调整、油藏工艺一体化治理,林东单元稳产基础得到进一步加强,取得了良好的开发效果,采收率有了明显的提高。
(一)开发效果明显变好
1、储量动用程度提高。实施调整后,孔店组未动石油地质储量597X104t得到有效动用,增加了采油厂增油增效新增地,有力促进油田可持续发展。
2、产量上升明显。截止目前该块投产油井58口,目前开53口,日液水平115t/d,日油水平209t/d;投注水井19口,开注18口,日注水平719m3/d,采油速度1.24%,年产油7.5X104t。
(二)几点认识
1、精细地质研究是油田开发的基础,尤其是大量地震属性资料的提取与预测,为开发方案的高水平编制打下了基础。
2、合理开发方式是单元高效开发的关键,通过油藏数值模拟技术,准确论证了合理的井网组合方式及生产参数,为后期生产管理提供了有利条件。
3、工艺技术的进步实现了单元储量的有效动用,是解放油层生产能力的保障。
4、及时注水补充地层能量,油井生产稳定,是单元长期稳定开发的基础。
参考文献
[1] 王志章.现代油藏描述技术.北京:石油工业出版社,1999
[2] 彭易强.大庆石油地质与开发,2002,46(13)
[3] 陈元千.实用油气藏工程方法.北京:石油大学出版社,1998.
[关键词]角度不整合 出砂油藏 分层注水 采收率
中图分类号:TE249 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2016)20-0340-01
一、油藏基本概况
林樊家油田孔店组为角度不整合油藏,石油地质储量597X104吨。1983年12月开始试油,1990年3月开始试采。孔店组油层受地层剥蚀影响,油层分布在剥蚀线附近,油水关系复杂,油水界面不统一,多具边底水。地层埋藏浅易出砂,2013年以前由于防砂工艺技术不适应,导致地质储量一直未能有效动用。
二、角度不整合油藏开发技术
以一体化的运行模式加强地质、油藏、钻井、工艺、作业、注采等多家单位结合,按照一口井就是一个系统工程的理念,大力加强油藏地质研究、单井设计优化、钻井监督检查及动态跟踪调整工作,提高了单井产能,实现林中九角度不整合油藏难动储量的高效开发。
(一)精细地层对比,落实储层空间展布
通过对地震和测井资料综合分析,强化地层对比、不整合面解释等研究,将林中9块孔店组划分为14个砂层组、67个小层,主力含油小层19个、单砂体41个,建立阶梯对比模式,利用负二阶导数变换,精细刻画剥蚀面构造形态,提高该区块油藏描述精准度。同时,采取穿层水平井与巷道水平井组合的布井方式,有效解决油层钻遇率低的难题,储量控制程度达90%。
(二)强化源头设计优化,提高新井设计质量
利用数模技术和油藏工程方法,开展“七项”单井优化部署:①优化开发方式,确定采用直井在油水界面以外注水,顶部水平井产油,建立仿人工边水驱模式,最大限度控制水驱储量。②单井井型优化,优选穿层水平井和巷道水平井组合开发,穿层井既落实钻遇含油砂体露头位置,提高巷道水平井油层钻遇率,又可以有效动用孔店组非主力单砂体,提高储量控制程度。③水平井纵向位置优化,确定水平段部署在油层顶部距剥蚀面下1-2m左右,避开储层物性差的剥蚀面顶面。④水平井生产长度优化,利用油藏工程方法及经济技术界限研究方法,确定穿层水平井水平段长度600m,巷道水平井水平段长度250m至300m。⑤水平井井距优化,模拟不同井距下油井井间剩余油富集状态,确定井距250m。⑥穿层水平井射孔方式优化,针对穿层水平井合采层间矛盾突出的问题,通过不同射孔方式模拟,确定分段射孔方式。⑦注采参数优化,开展注水时机、注采井距、注采比三项数模优化研究,确定立足于早期注水,注采井距300m,第一年注采比为1.8。
(三)强化钻井跟踪调整,提高新井钻井质量
通过精细断层解释、储层预测、地层对比,优化落实各项设计参数,及时跟踪新井钻井,实现井身轨迹全过程监控,实时调整优化。优化采用FEWD/LWD随钻地质导向系统,采用滑动钻进和复合钻进两种方式施工,随时调整井斜方位,在进入靶点时,通过精确控制井斜角度、精细对比参数变化、及时反馈调整,实现钻井准确入靶。在水平段钻进环节,通过抓好稳定井斜钻进、连续落实数据变化,提高水平井油层钻遇率。 加大对钻井泥浆助剂和钻井液性能监督检测,及时抽样化验,最大程度降低储层伤害。林中九块完钻水平井水平段长度平均为384米,设计符合率达到90%以上。
(四)强化工程工艺配套,提高新井达标率
投产工艺采取分层防砂技术,穿层井采用悬挂滤砂筛管+挤压充填防砂,发挥充填效果好、密封性能高、节省作业时间、操作方便等优点。结合国内外先进经验与该区块特点,对水平井分段充填配套技术的充填滑套开关、管柱组合方式等关键环节进行创新优化,采用“刚性弹簧+弹性套”双项保险,提高充填口开关控制技术的稳定性;采用“钻完井工艺+充填滑套”优化配套,实现一趟管柱多段充填,提升单井水平段充填有效率,解决了该区块油层物性差异大、单井水平段距离长(平均254m)、常规充填工藝无法实现油层均匀改造的难题,单井日增液4.5t、日增油2.1t。
(五)配套分层注水技术,及时补充地层能量
结合不整合油藏特点,应用大斜度(最大井斜46°)分层注水工艺,保障注水效果。优化采用空心分层注水工艺,使用非金属扶正器和限流底球,保证管柱和洗井阀居中,提高管柱有效期。配套测调一体化技术,仪器一次下井即可完成所有层位测试工作,提高测调效率。控制地层出砂,采用高强度化学分子防砂材料固结地层砂,配套大斜度防返吐分层注水管柱,防止地层出砂。截至目前,该区块已投产水井16口,累计注水33.4X104m3,注采对应率、层段合格率、分注率分别达82.3%、100%、81%。同时加强新井完钻投产效果跟踪分析,及时调整油水井生产参数,保障单元产能建设效果。
三、实施效果及认识
通过井网加密调整、油藏工艺一体化治理,林东单元稳产基础得到进一步加强,取得了良好的开发效果,采收率有了明显的提高。
(一)开发效果明显变好
1、储量动用程度提高。实施调整后,孔店组未动石油地质储量597X104t得到有效动用,增加了采油厂增油增效新增地,有力促进油田可持续发展。
2、产量上升明显。截止目前该块投产油井58口,目前开53口,日液水平115t/d,日油水平209t/d;投注水井19口,开注18口,日注水平719m3/d,采油速度1.24%,年产油7.5X104t。
(二)几点认识
1、精细地质研究是油田开发的基础,尤其是大量地震属性资料的提取与预测,为开发方案的高水平编制打下了基础。
2、合理开发方式是单元高效开发的关键,通过油藏数值模拟技术,准确论证了合理的井网组合方式及生产参数,为后期生产管理提供了有利条件。
3、工艺技术的进步实现了单元储量的有效动用,是解放油层生产能力的保障。
4、及时注水补充地层能量,油井生产稳定,是单元长期稳定开发的基础。
参考文献
[1] 王志章.现代油藏描述技术.北京:石油工业出版社,1999
[2] 彭易强.大庆石油地质与开发,2002,46(13)
[3] 陈元千.实用油气藏工程方法.北京:石油大学出版社,1998.